Оператор ПРС. Билеты с ответами для экзамена

Освоение скважины - комплекс технологических операций по вызову притока и обеспечению ее продуктивности, соответствующей локальным возможностям пласта. После проводки скважины, вскрытия пласта и перфорации обсадной колонны, которую иногда называют вторичным вскрытием пласта, призабойная зона и особенно поверхность вскрытого пласта бывают загрязнены тонкой глинистой взвесью или глинистой коркой. Кроме того, воздействие на породу ударных волн широкого диапазона частот при перфорации вызывает иногда необратимые физико-химические процессы в пограничных слоях тонкодисперсной пористой среды, размеры пор которой соизмеримы с размерами этих пограничных слоев с аномальными свойствами. В результате образуется зона с пониженной проницаемостью или с полным ее отсутствием.

Цель освоения - восстановление естественной проницаемости коллектора на всем протяжении вплоть до обнаженной поверхности пласта перфорационных каналов и получения продукции скважины, соответствующей ее потенциальным возможностям. Все операции по вызову притока и освоению скважины сводятся к созданию на ее забое депрессии, т. е. давления ниже пластового. Причем в устойчивых коллекторах эта депрессия должна быть достаточно большой и достигаться быстро, в рыхлых коллекторах, наоборот, небольшой п плавной.

Различают методы освоения пластов с высоким начальным давлением, когда ожидаются фонтанные проявления, н с малым давлением (на разработанных площадях), когда угрозы открытого фонтанирования нет и предполагается механизированный способ эксплуатации. В практике нефтедобычи известно много случаев открытого нерегулируемого фонтанирования скважин с длительными пожарами в результате нарушения технологии вскрытия пласта н освоения скважины. Такие явления не только выводят из строя саму скважину, но и приводят к истощению самого месторождения.

Можно выделить шесть основных способов вызова притока:

тартание, поршневание, замена скважинной жидкости на более легкую, компрессорный метод, прокачка газожидкостной смеси, откачка глубинными насосами.

Перед освоением на устье скважины устанавливается арматура или ее часть в соответствии с применяемым методом и предлагаемым способом эксплуатации скважины. В любом случае на фланце обсадной колонны должна быть установлена задвижка высокого давления для перекрытия при необходимости ствола скважины.

Тартание - это извлечение из скважины жидкости желонкой, спускаемой на тонком (16 мм) канате с помощью лебедки. Желонка изготавливается из трубы длиной 8 м, имеющей в нижней части клапан со штоком, открывающимся при упоре на шток. В верхней части желонки предусматривается скоба для прикрепления каната. Диаметр желонки обычно не превышает 0,7 диаметра обсадной колонны. За один спуск желонка выносит жидкость объемом, не превышающим 0,06 м³.

Тартание - малопроизводительный, трудоемкий способ с очень ограниченными возможностями применения, так как устьевая задвижка при фонтанных проявлениях не может быть закрыта до извлечения из скважины желонки и каната. Однако возможность извлечения осадка и глинистого раствора с забоя и контроля за положением уровня жидкости в скважине дают этому способу некоторые преимущества.

Поршневание. При поршневании (свабировании) поршень или сваб спускается на канате в НКТ. Поршень представляет собой трубу малого диаметра (25 - 37,5 мм) с клапаном, в нижней части открывающимся вверх. На наружной поверхности трубы (в стыках) укреплены эластичные резиновые манжеты (3 - 4 шт.), армированные проволочной сеткой. При спуске поршня под уровень жидкость перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъеме клапан закрывается, а манжеты, распираемые давлением столба жидкости над ними, прижимаются к стенкам НКТ и уплотняются. За один подъем поршень выносит столб жидкости, равный глубине его погружения под уровень жидкости. Глубина погружения ограничена прочностью тартального каната и обычно не превышает 75 - 150 м. Поршневание в 10 - 15 раз производительнее тартания. Устье при поршневании также остается открытым, что связано с опасностями неожиданного выброса.

Замена скважинной жидкости. Замена осуществляется при спущенных в скважину НКТ и герметизированном устье, что предотвращает выбросы и фонтанные проявления. Выходящая из бурения скважина обычно заполнена глинистым раствором. Производя промывку скважины (прямую или обратную) водой или дегазированной нефтью, можно получить уменьшение забойного давления на величину

где ?₁- плотность глинистого раствора; ?₂ - плотность промывочной жидкости; L - глубина спущенных НКТ; ? - средний угол кривизны скважины.

Таким способом осваиваются скважины с большим пластовым давлением Pпл > ?₂?g?L?cos? и при наличии коллекторов, хорошо поддающихся освоению. Как видно из формулы (4.33), при смене глинистого раствора (?₁ = 1200 кг/м³) на нефть (?₂ = 900 кг/м³) максимальное снижение давления составит всего лишь 25 % от давления, создаваемого столбом глинистого раствора. Этим по существу и ограничиваются возможности метода. Замена жидкости в скважине проводится с помощью насосных агрегатов, а иногда и буровых насосов. В некоторых случаях, когда по опыту освоения скважины данного месторождения имеется уверенность в безопасности, применяют дополнительно поршневание для отбора части жидкости из скважины и дальнейшего снижения забойного давления.

Компрессорный способ освоения. Этот способ нашел наиболее широкое распространение при освоении фонтанных, полуфонтанных и частично механизированных скважин. В скважину спускается колонна НКТ, а устье оборудуется фонтанной арматурой. К межтрубному пространству присоединяется нагнетательный трубопровод от передвижного компрессора.

При нагнетании газа жидкость в межтрубном пространстве оттесняется до башмака НКТ или до пускового отверстия в НКТ, сделанного заранее на соответствующей глубине. Газ, попадая в НКТ, разгазирует жидкость в них. В результате давление на забое сильно снижается. Регулируя расход газа (воздуха), можно изменять плотность газожидкостной смеси в трубах, а следовательно, давление на забое Pз. При Pз < Pпл начинается приток, и скважина переходит на фонтанный или газлифтный режим работы. После опробований и получения устойчивого притока скважина переводится на стационарный режим работы.

Освоение ведется с непрерывным контролем параметров процесса при герметизированном устье скважины. Поэтому этот способ наиболее безопасен и позволяет быстро получить значительные депрессии на пласт, что особенно важно для эффективной очистки призабойной зоны скважины. Однако применение компрессорного способа освоения ограничено в скважинах, пробуренных в рыхлых и неустойчивых коллекторах. В некоторых районах возникает необходимость освоения скважин глубиной 4500 - 5500 м, а увеличение глубины также ограничивает использование компрессорного способа.

Для более полного использования пластовой энергии, выноса жидкости с забоя и возможных промывок скважин башмак НКТ опускают до верхних перфорационных отверстий. Чтобы оттеснить уровень жидкости до башмака НКТ, особенно при больших глубинах, нужны компрессоры, развивающие давление в несколько десятков мегапаскалей. Это осложняет освоение. Поэтому в колонне труб на заранее определенной глубине делают так называемое пусковое отверстие (пусковые муфты или пусковой клапан). Опускающийся в межтрубном пространстве уровень жидкости обнажает это отверстие, нагнетаемый газ поступает через него в НКТ и разгазирует столб жидкости выше отверстия. Если давление внутри НКТ на уровне отверстия после разгазирования обозначить Р₁, то забойное давление Рс будет равно

где Н - глубина забоя (до верхних перфораций); L - глубина пускового отверстия; ?₁ - плотность скважинной жидкости; ? - средний угол кривизны скважины.

Чем больше давление, развиваемое компрессором, тем на большей глубине L может быть предусмотрено пусковое отверстие или башмак НКТ, а следовательно, больше ?Р при прочих равных условиях.

Однако с увеличением L увеличивается и Р₁, которое, вообще говоря, зависит от расхода газа, но оно не может быть снижено менее чем до 7 - 10 % от гидростатического давления, определяемого первым слагаемым в (4.36). Поэтому для освоения глубоких скважин требуются компрессоры, развивающие высокое давление. В момент оттеснения уровня жидкости к башмаку НКТ или пусковому отверстию давление в межтрубном пространстве, а следовательно, и на выходе компрессора максимально. По мере разгазнрования жидкости в НКТ давление pi (внутри НКТ на уровне отверстия) будет снижаться и давление на забой падать. Поэтому процесс освоения рассчитывают на этот, так сказать, критический момент.

Освоение скважин закачкой газированной жидкости. Освоение скважин путем закачки газированной жидкости заключается в том, что вместо чистого газа или воздуха в межтрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью (обычно вода или нефть). Плотность такой газожидкостной смеси зависит от соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости. Это позволяет регулировать параметры процесса освоения. Поскольку плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, то это позволяет осваивать более глубокие скважины компрессорами, создающими меньшее давление.

Для такого освоения к скважине подвозится передвижной компрессор, насосный агрегат, создающий по меньшей мере такое же давление, как и компрессор, емкости для жидкости и смеситель для диспергирования газа в нагнетаемой жидкости. При нагнетании газожидкостная смесь движется сверху вниз при непрерывно изменяющихся давлении и температуре. Процесс этот сложный. Однако можно записать уравнение баланса давлений с усредненными параметрами смеси и расхода.

При закачке газожидкостной смеси (ГЖС) на пузырьки воздуха действует архимедова сила, под действием которой они всплывают в потоке жидкости. Скорость всплытия зависит от размеров газовых пузырьков, вязкости жидкости и разности плотностей: чем мельче пузырьки, тем меньше скорость их всплытия. Обычно эта скорость относительно жидкости составляет 0,3 - 0,5 м/с. Поэтому скорость движения жидкости вниз должна быть больше скорости всплытия пузырьков газа. Иначе газ не достигнет башмака НКТ и давление на забое не снизится. Для создания достаточно больших скоростей жидкости необходимы большие расходы. Поэтому при закачке ГЖС предпочтительно это делать не через кольцевое пространство, а через НКТ, так как малое их сечение позволяет получить достаточно большие нисходящие скорости при умеренных объемных расходах жидкости. Считается, что для успешного осуществления процесса достаточно иметь нисходящую скорость жидкости порядка 0,8 - 1 м/с.

Для выноса с забоя тяжелых осадков (глинистого раствора, утяжелителя и частиц породы) обычно применяется обратная промывка. Поэтому закачка ГЖС, которая осуществляется после промывки, также производится по схеме обратной промывки без изменения обвязки скважины.

Запишем баланс давлений при закачке ГЖС в кольцевое пространство в тот момент, когда давление на насосе будет максимально. Рассмотрим случай, когда НКТ до башмака заполнены жидкостью, а затрубное пространство заполнено ГЖС; причем обе системы движутся со скоростями, соответствующими темпу нагнетания ГЖС.

Обозначим:

ат - удельные потери на трение в НКТ при движении по ним жидкости, выраженные в м столба жидкости;

ак - удельные потери на трение в кольцевом пространстве, выраженные в м столба ГЖС.

При обратной промывке давление у башмака НКТ со стороны кольцевого пространства равно

Давление у башмака со стороны НКТ равно

где ?см - среднеинтегральное значение плотности ГЖС в кольцевом пространстве; ?ж - плотность скважинной жидкости; L - длина НКТ; ? - средний угол отклонения ствола скважины от вертикали; Рк - давление нагнетания на устье скважины в кольцевом пространстве; Ру - противодавление на выкиде; g - ускорение свободного падения.

Очевидно, Рт = Рсм, поэтому, приравнивая формулы и решая относительно L, получим

Формула эта определяет предельную глубину спуска башмака НКТ при заданных параметрах процесса (?ж, ?см, Рк, Ру, ат, ак). Решая формулу относительно Рк, получим давление на устье скважины, необходимое для закачки ГЖС при заданной глубине L спуска НКТ:

Величины Ру, L, ?ж, ? обычно известны. Величины ат, ак и ?см определяются: ат - по обычным формулам трубной гидравлики, а ак и ?см - сложными вычислениями с использованием ЭВМ для численного интегрирования дифференциального уравнения движения ГЖС.

При освоении скважины газированной жидкостью к устью присоединяется через смеситель линия от насосного агрегата, ко второму отводу смесителя - выкидная линия компрессора. Сначала запускается насос и устанавливается циркуляция. Скважинная жидкость (глинистый раствор) сбрасывается в земляной амбар или другую емкость. При появлении на устье нагнетаемой чистой жидкости (вода, нефть) запускается компрессор, и сжатый газ подается в смеситель для образования тонкодисперсной ГЖС. По мере замещения жидкости газожидкостной смесью давление нагнетания увеличивается и достигает максимума, когда ГЖС подойдет к башмаку НКТ. При попадании ГЖС в НКТ давление нагнетания снижается.

Освоение скважиными насосами. На истощенных месторождениях с низким пластовым давлением, когда не ожидаются фонтанные проявления, скважины могут быть освоены откачкой из них жидкости скважинными насосами (ШСН или ПЦЭН), спускаемыми на проектную глубину в соответствии с предполагаемыми дебитом и динамическим уровнем. При откачке из скважины жидкости насосами забойное давление уменьшается, пока не достигнет величины Рс < Рпл, при которой устанавливается приток из пласта. Такой метод эффективен в тех случаях, когда по опыту известно, что скважина не нуждается в глубокой и длительной депрессии для очистки призабойной зоны от раствора и разрушения глинистой корки.

Перед спуском насоса скважина промывается до забоя водой или лучше нефтью, что вызывает необходимость подвоза к скважине промывочной жидкости - нефти и размещения насосного агрегата и емкости. При промывке водой в зимних условиях возникает проблема подогрева жидкости для предотвращения замерзания.

В заключение необходимо отметить, что в различных нефтяных районах вырабатывались и другие практические приемы освоения скважин в соответствии с особенностями того или иного месторождения. В качестве примера можно указать и на такой прием, когда при компрессорном методе в затрубное пространство, заполненное нагнетаемым воздухом, подкачивают некоторое количество воды для увеличения плотности смеси и снижения давления на компрессоре. Это позволяет осуществить продавку скважины при большей глубине спуска НКТ.

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ СПУСКО-ПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИИ

Спуско-подъемное оборудование состоит из лебедки, тале­вой системы и талевого каната. Лебедка — основной механизм буровой установки, позволя­ющий поднимать тяжелые грузы и опускать их с помощью проволочного каната, намотанного на* барабан. Кроме того, с ее помощью бурильщик, используя катушки, свинчивает или развинчивает бурильные трубы и другие соединения.

Талевая система включает два блока: кронблок и тале­вый блок. Кронблок — это неподвижный блок, находящийся в верхней части вышки. Талевый блок пере­мещается вверх и вниз по вышке во время свинчивания-развин­чивания труб. Каждый блок имеет ряд шкивов, через которые проходит талевый канат. Один конец талевого каната, выходя­щий из кронблока, прикреплен под подвышечным основанием к специальному механизму крепления (мертвый конец), дру­гой— намотан на барабан лебедки.

Использование каната длиной в несколько раз больше, чем одна струна, дает выигрыш в грузоподъемности.

После нескольких спуско-подъемных операций талевый ка­нат перетягивают, т. е. его снимают, отсекают около Эми по­дают в работу новую часть. Таким образом, одна и та же часть каната не остается в интервалах высоких напряжений.

Талевый канат представляет собой мощный проволочный трос, используемый при бурении и заканчивании скважины для подъема или спуска бурового оборудования массой несколько десятков тонн.

Правила проведения наружного (непрямого) массажа сердца.

При отсутствии у пострадавшего пульса возможны следующие нарушения деятельности сердца:

• Резкое ослабление или даже полное прекращение сокращений сердца, что бывает следствием длительного нахождения пострадавшего под действием тока, а также отсутствия своевременной помощи в случае первичного поражения дыхания;
• Образование под действием электрического тока разрозненных и разновременных (фибриллярных) сокращений отдельных групп волокон сердечной мышцы, которые не могут обеспечить работу сердца в качестве насоса, нагнетающего кровь в сосуды, происходящее под действием переменного тока большой силы даже при непродолжительном нахождении пострадавшего под напряжением; в этом случае дыхание некоторое время после освобождения пострадавшего от действия тока может еще продолжаться, однако работа сердца при этом не эффективна и не способна поддержать жизнь.

Поэтому при отсутствии у пострадавшего пульса для поддержания жизнедеятельности организма (для восстановления кровообращения) необходимо независимо от причины, вызвавшей прекращение работа сердца, одновременно с искусственным дыханием (вдуванием воздуха) проводить наружный массаж сердца. При этом следует иметь в виду, что без правильной и своевременной предварительной помощи пострадавшему до прибытия врача врачебная помощь может оказаться запоздалой и неэффективной.

Наружный (непрямой) массаж производится путем ритмичных сжатий сердца через переднюю стенку грудной клетки при надавливании на относительно подвижную нижнюю часть грудины, позади которой расположено сердце. При этом сердце прижимается к позвоночнику и кровь из его полостей выжимается в кровеносные сосуды. Повторяя надавливание с частотой 66 - 70 раз в минуту, можно обеспечить достаточное кровообращение в организме при отсутствии работы сердца.

Возможность такой имитации работы сердца возникает в результате глубокой потери мышечного тонуса (напряжения) у умирающего, вследствие чего его грудная клетка становится более подвижной и податливой, чем у здорового человека.

Для проведения наружного массажа сердца пострадавшего следует уложить спиной на жесткую поверхность (низкий стол, скамейку или на пол), обнажить у него грудную клетку, снять пояс, подтяжки и другие стесняющие дыхание предметы одежды. Оказывающий помощь должен встать с правой или с левой стороны пострадавшего и занять такое положение, при котором возможен более или менее значительный наклон над пострадавшим. Если пострадавший уложен на столе, оказывающий помощь должен встать на низкий стул, а при нахождении пострадавшего на полу оказывающий помощь должен встать на колени рядом с пострадавшим.

Определив положение нижней трети грудины (Рисунок 6, а), оказывающий помощь должен положить на нее верхний край ладони разогнутой до отказа руки, а затем поверх руки положить другую руку (Рисунок 6, б) и надавливать на грудную клетку пострадавшего, слегка помогая при этом наклоном своего корпуса. Надавливание следует производить быстрым толчком так, чтобы продвинуть нижнюю часть грудины вниз в сторону позвоночника на 3 – 4 см, а у полных людей – на 5 – 6 см. Усилие при надавливании следует концентрировать на нижнюю часть грудины, которая благодаря прикреплению ее к хря-щевым окончаниям нижних ребер является подвижной. Верхняя часть грудины прикреплена неподвижно к костным ребрам и при надавливании на нее может переломиться. Следует избегать также надавливания на окончание нижних ребер, так как это может привести к их перелому. Ни в коем случае нельзя надавливать ниже края грудной клетки (на мягкие ткани), так как можно повредить расположенные здесь органы, в первую очередь печень.

Надавливание на грудину следует повторять примерно один раз в секунду.

После быстрого толчка руки остаются в достигнутом положении примерно в течение одной трети секунды. После этого руки следует снять, освободив грудную клетку от давления, с тем, чтобы дать возможность ей расправиться. Это благоприятствует присасыванию крови из больших вен в сердце и его заполнению кровью.

При наличии помощника один из оказывающих помощь, менее опытный в этом вопросе, должен проводить искусственное дыхание путем вдувания воздуха как менее сложную процедуру, а второй, более опытный – производить непрямой массаж сердца. Для обеспечения организма достаточным количеством кислорода при отсутствии работы сердца следует одновременно с массажем сердца проводить и искусственное дыхание способом вдувания воздуха в легкие пострадавшего.

Поскольку надавливание на грудную клетку затрудняет ее расширение при вдохе, вдувание следует производить в промежутках между надавливаниями или же во время специальной паузы, предусматриваемой через каждые 4 – 6 надавливаний на грудную клетку.

В случае если оказывающий помощь не имеет помощника и вынужден проводить искусственное дыхание и наружный массаж сердца один, следует чередовать проведение указанных операций в следующем порядке: после 2 – 3 глубоких вдуваний в рот или в нос пострадавшего делает 15 – 20 надавливаний на грудную клетку, затем снова производит 2 – 3 глубоких вдувания и опять делает 15 – 20 надавливаний в целях массажа сердца и т. д. При этом вдувание воздуха следует приурочить ко времени прекращения надавливания на грудную клетку или прерывая на время вдувания (примерно на 1 секунду) массаж сердца.

При равной квалификации лиц, оказывающих помощь, целесообразно каждому из них проводить искусственное дыхание и наружный массаж сердца, поочередно сменяя друг друга через каждые 5-10 мин. Такое чередование будет менее утомительно, чем непрерывное проведение одной и той же процедуры, особенно массажа сердца.

Эффективность наружного массажа сердца проявляется в первую очередь в том, что каждое надавливание на грудину приводит к появлению у пострадавшего пульсирующего колебания стенок артерий (проверяется другим лицом).

При правильном проведении искусственного дыхания и массажа сердца у пострадавшего появляются следующие признаки оживления:

1. Улучшение цвета лица, приобретающего розоватый оттенок вместо серо-землистого цвета с синеватым оттенком, который был у пострадавшего до оказания помощи;
2. Появление самостоятельных дыхательных движений, которые становятся все более равномерными по мере продолжения мероприятий по оказанию помощи (оживлению);
3. Сужение зрачков.

Степень сужения зрачков может служить наиболее верным показателем эффективности оказываемой помощи. Узкие зрачки у оживляемого указывают на достаточное снабжение мозга кислородом, и наоборот, начинающееся расширение зрачков свидетельствует об ухудшении снабжения мозга кровью и необходимости принятия более эффективных мер по оживлению пострадавшего. Этому может помочь поднятие ног пострадавшего примерно на 0.5 м от пола и оставление их в поднятом положении в течение всего времени наружного массажа сердца. Такое положение ног пострадавшего способствует лучшему притоку крови в сердце из вен нижней части тела. Для поддержания ног в поднятом положении под них следует что-либо подложить.

Искусственное дыхание и наружный массаж сердца следует проводить до появления самостоятельного дыхания и работы сердца, однако появление слабых вдохов (при наличии пульса) не даёт оснований для прекращения искусственного дыхания.

В этом случае как уже указывалось выше, вдувание воздуха следует приурочить к моменту начала собственного вдоха пострадавшего. О восстановлении деятельности сердца у пострадавшего судят по появлению у него собственного, не поддерживаемого массажем регулярного пульса. Для проверки пульса прерывают массаж на 2 – 3 секунды, и если пульс сохраняется, то это указывает на самостоятельную работу сердца. При отсутствии пульса во время перерыва необходимо немедленно возобновить массаж.

Длительное отсутствие пульса и ритма сердца при самостоятельном дыхании и узких зрачках указывает на фибрилляцию сердца. В этих случаях необходимо продолжение мероприятий по оживлению пострадавшего до прибытия врача или до доставки пострадавшего в лечебное учреждение при беспрерывном продолжении мероприятий по оживлению в машине.

Следует помнить, что даже кратковременное прекращение оживляющих мероприятий (1 мин и менее) может привести к непоправимым последствиям.

После появления первых признаков оживления наружный массаж сердца и искусственное дыхание следует продолжать в течение 5 – 10 минут, приурочивая вдувание к моменту собственного вдоха.

БИЛЕТ № 11

   1.   Условия для притока жидкости и газа из пласта в скважину. 

   2.   Устройство и принцип работы УЭЦН.

   3.   Дозировочные устройства, их назначение, устройство, принцип работы.

   4.   Средства защиты от поражения электрическим током.

   5.   Оказание первой медицинской помощи  при отравлении нефтяными газами.

Ответы:

   1.   Условия для притока жидкости и газа из пласта в скважину. 

Процесс течения жидкостей и газа в пористой среде называется фильтрацией.

Фильтрация жидкостей  и газа  в пласте  возможна  лишь  при перепаде давления в различных участках  пласта.  Фильтрация   происходит  от зон с повышенным давлением к зонам с меньшим давлением.

После вскрытия пласта скважинами и начала их эксплуатации давление у забоя скважин становится меньше, чем давление  в удаленных от скважин зонах пласта. Жидкость и газ начинают  двигаться к забоям скважин, скорость фильтрации при этом, определяемая объемным расходом жидкости через единицу площади поперечного сечения пласта, пропорциональна градиенту давления и проницаемости  пород и обратно пропорциональна  вязкости фильтрующейся через породу жидкости. Величина притока жидкости и газа к забою скважины, а следовательно, и ее дебит определяются этими же факторами.

Перепад между пластовым и забойным давлением распределяется в пласте вокруг скважины по  определенной закономерности , обусловленной тем, что пластовые  жидкости и газ притекают в скважины по радиальным  направлениям. В своем движении к отдельным скважинам жидкость и газ проходят последовательно как бы через ряд концентрически расположенных цилиндрических поверхностей, заключенных между непроницаемыми кровлей и подошвой пласта.

По мере приближения к скважине площади этих поверхностей непрерывно уменьшаются

При неизменной мощности пласта  и его однородном строении скорость фильтрации движущейся к скважине жидкости или газа при постоянном расходе непрерывно возрастает, достигая максимума у стенок скважины.

2.   Устройство и принцип работы УЭЦН.

Установка  погружного центробежного электронасоса состоит  из подземного и наземного оборудования. В подземное оборудование входит сборка электроцентробежного агрегата, колонна подъемных  (насосно- компрессорных) труб и кабель. Электроцентробежный агрегат спускают в скважину на насосных трубах. Он состоит из трех основных частей, расположенных на одном вертикальном валу: электродвигателя, многоступенчатого центробежного насоса и протектора, устанавливаемого между двигателем и насосом.

            Электродвигатель с протектором и последний с насосом соединены при помощи фланцев. Вал электродвигателя через вал протектора соединен с валом насоса шлицевой муфтой. Протектор защищает электродвигателя от проникновения в него нефти и воды и обеспечивает нормальную и длительную смазку насоса и двигателя.

            Электродвигатель расположен под насосом. Поэтому насос имеет боковой прием жидкости, которая поступает в насос из кольцевого  пространства между эксплуатационной колонной и электродвигателем через фильтр- сетку, установленный в нижней части насоса.

Ток для питания электродвигателя подводят по специальному  бронированному трехжильному круглому кабелю, который опускают вместе с колонной насосных труб и прикрепляют к ним  тонкими железными хомутами (поясами). Их крепят по одному на каждой трубе над муфтой и по одному на  середине  трубы, затем на каждой двадцатой трубе крепят дополнительно пятью поясами, устанавливаемыми в средней части трубы с интервалом 100 мм один от другого.

На поверхности размещаются оборудование устья скважины, станция управления, автотрансформатор кабельный барабан и направляющий ролик, служащий для подвески и направления кабеля;  ролик  подвешивают ко второму поясу вышки или к треноге на соответствующей высоте , так, чтобы проходящий через него кабель был направления  к устью скважины.

Станция управления предназначена для автоматического и ручного управления погружным электроцентробежным агрегатом, а также для защиты электродвигателя от перегрузки и при коротких  замыканиях. Станция управления предназначена для автоматического отключения погружного электродвигателя при прекращении подачи жидкости с последующим включением автоматического пуска после возобновления подачи электроэнергии и управления по заданной программе.

Во время работы агрегата центробежный насос всасывает жидкость через фильтр, установленный на приеме насоса, и нагнетает ее по насосным трубам на поверхность.

            В колонне насосных труб над  насосом устанавливают обратный клапан и сливной клапан. Обратный клапан используется для залива насосных труб жидкостью перед пуском насоса, что облегчает, что облегчают пуск насоса и контроль за его работой после пуска. Во время работы насоса обратный клапан находится в открытом  положении под действием давления снизу. Сливной клапан монтируют  над обратным  клапаном и пользуются им для спуска жидкости из насосных труб перед подъемом их из скважины

Погружные центробежные электронасосы применяют для откачки жидкости из глубоких скважин с низкими уровнями, из скважин. В которых штанговые  насосы не могут обеспечивать необходимого  отбора жидкости, для работы в искривленных скважинах.

3.   Дозировочные устройства, их назначение, устройство, принцип работы

Установка предназначена для дозировочной подачи жидких ингибиторов парафиноотложения, солеотложения, коррозии и деэмульгаторов в нефтяные скважины.

Реагент из бака через фильтр, вентиль поступает по трубопроводу в насос. Насос дозирует реагент по трубопроводу, на котором установлены электроконтактный манометр, отсекающий вентиль и обратный клапан для предотвращения обратного хода реагента и скважинной жидкости при отсутствии давления от насоса.

Блок дозирования и приготовления реагентов БР предназначен для дозированного ввода жидких деэмульгаторов и ингибиторов коррозии в трубопровод системы транспорта и подготовки нефти с целью осуществления внутритрубопроводной деэмульгации нефти, а также защиты трубопроводов и оборудования от коррозии.

Блок дозирования и приготовления реагентов БР состоит из технологического (взрывобезопасный В-1а)и аппаратного (общепромышленное исполнение) помещений. Оборудование блока БР смонтировано на сварной раме и находится в теплоизолированном помещении.

В технологическом помещении смонтированы:

• Насос-дозатор (или агрегат плунжерный), осуществляющий непрерывное объемное дозирование жидких деэмульгаторов и ингибиторов коррозии;
• Насос шестеренный, осуществляющий заполнение технологической емкости реагентом и периодическое перемешивание реагента в емкости;
• Расходная емкость прямоугольного сечения, сварная, предназначенная для дозированного ввода определенного объема жидких деэмульгаторов и ингибиторов коррозии в трубопровод за регламентируемый промежуток времени;
• Емкость технологическая прямоугольного сечения, сварная, предназначенная для хранения и подогрева реагента с помощью вмонтированного электронагревателя.

Технологическая емкость соединена с указателем уровня жидкости, который служит для визуального контроля уровня жидкости.

Управление электрооборудованием, установленным в технологическом помещении блока дозирования и приготовления реагентов БР (обогреватели помещения и реагента, освещение, вентилятор, насосы), производится со шкафа управления, находящемся в аппаратном помещении.

4.   Средства защиты от поражения электрическим током

   Изолирующие защитные средства от поражения электрическим током в зависимости от рабочего напряжения электроустановок делятся на:

• основные защитные средства в электроустановках напряжением до 1 кВ;
• дополнительные защитные средства в электроустановках напряжением до 1 кВ;
• основные защитные средства в электроустановках напряжением выше 1 кВ;
• дополнительные защитные средства в электроустановках напряжением выше 1 кВ;

   Основными называются такие защитные средства, изоляция которых надежно выдерживает рабочее напряжение в электроустановках и позволяет прикасаться к токоведущим частям, находящимся под напряжением. Дополнительные защитные средства представляют собой средства, которые сами по себе не могут при данном напряжении обеспечить безопасность от поражения электрическим током. Они являются дополнительной к основным средствам мерой защиты, а также служат для защиты от напряжения прикосновения, шагового напряжения и дополнительным защитным средством для защиты от воздействия электрической дуги и продуктов ее горения.

   Применяемые изолирующие защитные средства от поражения электрическим током должны соответствовать государственным и отраслевым стандартам (ГОСТ, ОСТ), техническим условиям (ТУ), техническим описаниям (ТО). При проведении работ с использованием изолирующих защитных средств от поражения электрическим током должны строго соблюдаться правила Техники безопасности.

Галоши и боты диэлектрические являются дополнительным средством защиты от поражения электрическим током при работе в закрытых электроустановках, а также в открытых – при отсутствии дождя и мокрого снега. Галоши разрешается применять при напряжении до 1 кВ и температурах от -30° до +50° С, боты применяют при напряжении более 1 кВ и в том же интервале температур.

Перчатки являются дополнительным изолирующим средством при работах на установках напряжением, превышающим 250 В, и основным изолирующим средством на установках напряжением, не превышающим 250 В. Изготавливаются методом штанцевания (вырубания) одного размера раздельно на правую и левую руку.

   Перчатки являются основным средством от поражения постоянным или переменным электрическим током напряжением, не превышающим 1 кВ, и дополнительным средством при напряжении выше 1 кВ в интервале температур от -40° до +30°С. Изготавливаются формовым методом раздельно на правую и левую руку с ровно срезанными краями манжет.

5.   Оказание первой медицинской помощи  при отравлении нефтяными газами.

Первая доврачебная помощь при отравлении легкой и средней степени будет существенно отличаться от помощи при отравлениях тяжелой степени тем, что её не следует начинать с проведения искусственной вентиляции легких и непрямого массажа сердца. В указанной ситуации, если у пострадавшего будут налицо все признаки жизни в виде дыхания, сердцебиения, реакции зрачков на свет, но сознание нарушено (заторможено, подавлено), помощь необходимо оказывать в следующей последовательности:

          а) Вывести или вынести пострадавшего из зараженной, загазованной зоны перпендикулярно направлению ветра, предварительно одев на себя, на пострадавшего любое средство индивидуальной защиты.
          б) Расстегнуть стесняющую одежду, в зимнее время занести в теплое помещение. Не теряя драгоценного времени, побыстрее оценить состояние пострадавшего по признакам жизни.
          в) Убедившись в наличии самостоятельного дыхания, даже неглубокого, и нащупав пульс на сонной артерии, пострадавшему дают понюхать нашатырный спирт (есть в любой аптечке) и протирают виски. Процедуру можно повторить, однако следует опасаться рвотного рефлекса, а при появлении внезапной рвоты – голову пострадавшего резко поворачивают набок. Рвота – первый благоприятный признак в улучшении состояния пострадавшего.
          г) Усилив дыхательный цикл применением нашатырного спирта, пострадавшему по возможности следующим этапом проводят ингаляцию чистого кислорода аппаратом ГС-10 или из кислородного баллона через редуктор и шланг. Эту процедуру можно проводить несколько часов подряд безо всякого вреда для организма. 

          д) Только на фоне восстановленного сознания, когда пострадавший будет вступать в контакт с окружающими, и выполнять простейшие команды ("откройте глаза", "поднимите руку") можно будет дать ему выпить жидкости в виде горячего чая, молока, слабощелочную воду (1/2 чайной ложки питьевой соды на стакан воды).
          е) Промыть при необходимости глаза пострадавшему 1-2% раствором питьевой соды или раствором крепкого чая.
          ж) До приезда медицинских работников, пострадавшему следует придать возвышенное или полусидячее положение для профилактики осложнения в виде токсического отека легких.

БИЛЕТ № 12

   1.   Начальные и извлекаемые запасы нефти. Понятие о коэффициенте нефтеотдачи. Способы увеличения нефтеотдачи пластов.

   2.   Станки-качалки. Назначение, устройство, разновидности.

   3.   Автоматизация скважины, оборудованной УЭЦН.

   4.   Газоопасные работы, правила их ведения.

   5.   Оказание первой помощи при травме головы.

Ответы:

1.   Начальные и извлекаемые запасы нефти. Понятие о коэффициенте нефтеотдачи.           Способы увеличения нефтеотдачи пластов.

Наиболее богаты нефтью страны Ближнего и Среднего Востока – здесь сосредоточено66,4 % ее мировых запасов. При сохранении нынешних темпов добычи этих запасов хватит в среднем на 97,3 года.

            Второй по запасам нефти регион- Северная и Латинская Америка. Здесь сосредоточено 15,2 % мирового запаса нефти . Его хватит в среднем на 25 лет.

В недрах Африки сосредоточено 9,25 млрд. т. нефти (6,6 % от мировых запасов).

Восточная Европа занимает 4-е место по запасам нефти5,8 %мировых.

В недрах Азии находится около 4,2 % мировых запасов нефти, из которых 5,7 % , приходится на долю Китая.

Наименьшими запасами нефти в мире располагает Западная Европа- менее 2 % мировых запасов.

В целом доказанные запасы нефти в мире 1996 году составляла 139,6 млрд.т..

В результате работы скважины на поверхность извлекаются не все запасы нефти, а только их часть. Отношение извлеченного из залежи количества нефти к ее первоначальным запасам называется коэффициентом нефтеотдачи.

Коэффициент нефтеотдачи зависит от многих факторов: физических свойств пород и пластовых жидкостей, режима работы залежи и т.п. коэффициент нефтеотдачи в среднем составляет 0,5.

2.   Станки-качалки. Назначение, устройство, разновидности

Для скважин различной глубины и производительности выпускают  станки- качалки различных типов. До последнего времени станки- качалки выпускались в соответствии с государственным стандартом (ГОСТ5866-56) пяти типов: СКН2-615, СКН3-1515, СКН5 3015, СКН10-3315,СКН10-3012. Шифр этих станков- качалок  обозначает:

a)      Первые три буквы - «Станок-качалка нормального ряда»

b)      Цифры непосредственно после букв- наибольшую нагрузку в точке подвеса штанг в т.

c)      Цифры после тире- первая цифра в случае трехзначного числа или первые две цифры в случае четырехзначного числа обозначают наибольшую длину хода точки подвеса штанг в дециметрах,

d)      Последние две цифры - наибольшее  число качаний балансира в минуту.

Конструкция всех указанных станков- качалок однотипна с разницей только в способе уравновешивания.

Все станки- качалки состоят из четырех основных узлов: рамы, стойки балансира с траверсой и двумя шатунами, редуктора с   кривошипами и противовесами. Наверху стойки   имеется  опорная плита, на которой устанавливаются и крепятся два подшипника качения оси балансира. Редуктор устанавливается на раме и крепится к ней болтами. На обоих концах ведомого вала редуктора закрепляются два   кривошипа, на которых прикреплены два чугунных противовеса, предназначенных  для уравновешивания станка- качалки во время работы. Движение от редуктора к балансиру передается двумя параллельно работающими кривошипно-шатунными механизмами, связанными с балансиром поперечной траверсой. На ведущем валу редуктора расположен  двухколодочный тормоз. шатуны изготовлены из труб, в верхней части которых вварены головки, которыми  они шарнирно соединяются с траверсой. К нижней части каждого шатуна приварена опора (нижняя головка) , к которой болтами прикрепляется корпус сферического подшипника качения пальца кривошипа. Подшипник закреплен на пальце кривошипа.

Для кривошипно- шатунного  механизма в  станках- качалках создают симметричное распределение нагрузки  на редуктор, что увеличивает  срок  службы редуктора и других узлов и деталей станка, а также фундамента.

В1966 г. утвержден новый стандарт на балансирные станки- качалки (Гост 5866-66), предусматривающий девять базовых моделей станков –качалок (1СК-9 СК) грузоподъемностью от 1000 до 15000 кг от  1000 до 15000 кг (10-150 кн).

 Новый размерный ряд станков-качалок разработан с учетом  максимальной унификации их составных элементов, которая  предусматривает  в основном максимальное использование существующих узлов, с тем, чтобы находящиеся в эксплуатации   станки- качалки и изготавливаемые по новому размерному ряду снабжались одними и теми же быстроизнашивающимися частями.

Новый размерный ряд станков- качалок основывается на использовании редукторов с зацеплением системы Новикова, позволяющие резко уменьшить габаритные размеры редуктора и станка- качалки в целом.

Противовесы на кривошипах могут перемещаться. В  зависимости от удаления грузов от оси кривошипного вала создается уравновешивающий момент. Тормоз облегчает работу по передвижению противовесов.

Наряду с балансирными станками- качалками  применяют  и балансирные станки- качалки СБМ3-1.8-700 И СБМ6-3-2500грузоподъемностью соответственно 3 и 6 т (30 и 60 кн) и с длиной хода 1,8  и 3 м.

 Азинмашем разработан безбалансирный станок- качалка СБМ12-5-8000 максимальной грузоподъемностью 12 т (120 кн )и с длиной хода 5 м.

3.   Автоматизация скважины, оборудованной УЭЦН

Схема автоматизации и телемеханизации скважин, оборудованных погружными центробежными электронасосами, благодаря однотипности применяемого оборудования  точно такая же, как и для фонтанных скважин. Дополнительными параметрами в этой схеме являются контроль и  управление работой погружного агрегата, причем под управлением понимается  только его отключение, так как дистанционное включение агрегата по техническим причинам не рекомендуется.

Информация о работе погружного агрегата передается  в случае его отключения как сигнал аварийного состояния скважины.

Для отключения погружного агрегата используется командный импульс, подаваемый на отсекающий клапан, так как очень часто  скважины, оборудованные  погружными центробежными электронасосами работают с интенсивными фонтанными проявлениями и остановка погружного агрегата не гарантирует прекращения поступления жидкости из скважины.

   4.   Газоопасные работы, правила их ведения

Все работы, связанные с возможным выделением газа или разгерметизацией  оборудования называются газоопасными. А также в траншеях, котлованах, канализационных колодцах.

Меры безопасности:

-Газоопасные работы проводятся только в светлое, дневное время, аварийные допускаются, в ночное, с временным нарядом допуском и с достаточным освещением.

-Укомплектовать бригаду  не менее двух человек.

-Перед началом проводится инструктаж с персоналом.

-Иметь при себе средства защиты органов дыхания.

-Перед началом  а также периодически проводится замер среды на загазованность

- Периодичность отбора по усмотрению начальника цеха, указывается в наряде. При загазованности выше ПДК рекомендуется остановить, но при необходимости применять изолирующие (не фильтрующие) противогазы. При загазованности выше  20 % от нижнего предела взрываемости работы прекратить.

-Применять инструмент из цветного металла, исключающий искрообразование. Рабочая часть инструмента из черного металла должна обильно смазываться солидолом или другой аналогичной смазкой.

-Одежда из антистатического материала, чтоб не вызывала искру. Запрещаются меховые шапки, вязаные свитера. Нижняя одежда также. Запрещены синтетические трико, майки плавки, т.к. они в случае вспышки оплавляются, прилипают к телу и вызывают вторичный ожог.

-Обувь не должна иметь стальных подковок и гвоздей.

-Светильники во взрывозащищенном исполнении, напряжением 12 В.

-К выполнению газоопасных работ допускаются рабочие не моложе 18 лет, прошедшие медкомиссию, обученные в УКК и сдавшие экзамен на знание правил безопасности и технологии проведения газоопасных работ, с записью в протоколе о допуске к проведению газоопасных работ. (совместно с допуском на печи или газовое хозяйство или сосудов под давлением).

-Лица женского пола могут допускаться к выполнению г/опасных работ, выполняемых без наряда допуска, а также в зонах, где ПДК не превышает нормы.

-Место проведения работ, связанной с возможностью выброса, должно быть обозначено плакатами о газовой опасности: «Газоопасно!», «Осторожно отравляющий газ!», «Огнеопасно», «Работать только в противогазах», а при необходимости выставить посты.

-Электроприводы насосов и др. должны быть отключены, на пусковых устройствах вывешиваются плакаты «Не включать работают люди», которые снимаются по указанию ответственного.

5.   Оказание первой помощи при травме головы

- Обеспечьте пострадавшему покой. До прибытия бригады скорой помощи уложите пострадавшего в затемненной комнате, так, чтобы голова и плечи были несколько приподняты. Не перемещайте пострадавшего без крайней необходимости. Избегайте поворотов шеи.

- Остановите кровотечение. Плотно зажмите рану стерильным бинтом или чистой тканью. Однако не давите прямо на рану при подозрении на перелом черепа.

- Следите за изменениями дыхания и сознания. При отсутствии признаков циркуляции воздуха в легких (дыхание, кашель, движения) приступайте к проведению сердечно-легочной реанимации.

При травмах головы могут накладываться различные типы бинтовых повязок, повязок с использованием косынок, стерильных салфеток и липкого пластыря.

На раны волосистой части головы накладывается повязка типа «чепец» , которая укрепляется полоской бинта за нижнюю челюсть. От бинта отрывают кусок размером до 1 м и кладут серединой поверх стерильной салфетки, закрывающей рану, на область темени, концы его спускают вертикально вниз впереди ушей и удерживают в натянутом состоянии. Вокруг головы  делают круговой закрепляющий ход , затем,
дойдя до завязки, бинт оборачивают вокруг нее и ведут косо на затылок .
Чередуя ходы бинта через затылок и лоб , каждый раз направляя его более вертикально, закрывают всю волосистую часть головы . После этого двумя-тре-мя круговыми ходами закрепляют повязку. Концы завязки завязывают бантом под подбородком.

БИЛЕТ № 13

1.   Эмульсии, их типы, старение.

2.   Цепной привод станка-качалки, устройство.

3.   Планово-предупредительный ремонт нефтепромыслового оборудования, выполняемые  работы.

4.   Меры безопасности при замене сальников СУСГ.

5.   Оказание первой помощи при попадании инородного тела в глаза.

Ответы:

1        Эмульсии, их типы, старение.

Устойчивость нефтяных эмульсий и их "старение"

Важным показателем для нефтяных эмульсий является их устойчивость, т.е. способность в течение определенного времени не разрушаться и не разделяться на нефть и воду.

На устойчивость нефтяных эмульсий влияют; дисперсность системы, физико-химические свойства эмульгаторов, образующих на поверхности раздела фаз адсорбционные защитные оболочки, наличие на капельках дисперсной фазы двойного электрического заряда, температура и время существования эмульсии.

По дисперсности нефтяные эмульсии делятся на мелкодисперсные с размером капель воды от 0,2 до 20 мкм, среднедисперсные, содержащие капли размером от 20 до 50мкм; грубодисперсные - с каплями воды размером от 50 до 100 мкм. Труднее поддаются разрушению мелкодисперсные эмульсии.

На устойчивость эмульсий огромное влияние оказывают стабилизирующие вещества (естественные ПАВ), называемые эмульгаторами.

Устойчивость зависит также от заряда на поверхности капель воды, образующего за счёт их движения двойной электрический слой, защищающий эти капли от слипания подобно адсорбционным оболочками. Капли, имеющие на своей поверхности одинаковые заряды, будут взаимно отталкиваться.

Чем выше температура, тем менее устойчива нефтяная эмульсия.

Эмульсии способны "стареть", т.е. повышать свою устойчивость со временем. Процесс «старения» нефтяных эмульсий в начальный период происходит весьма интенсивно, затем постепенно замедляется и часто уже через сутки прекращается. Свежие эмульсии легче поддаются разрушению и поэтому обезвоживание и обессоливание нефтей необходимо проводить на промыслах

   2.   Цепной привод станка-качалки, устройство.

Назначение: механизированный подьем продукции скважин.

Область применения - нефтяные скважины, в том числе, продукция, имеющая повышенную вязкость в умеренной климатической зоне по ГОСТ16350-30.

Техническая характеристика:

-  максимальная нагрузка в точке подвеса штанг - б тн;

-  длина хода-3 м;

 - частота качаний в минуту - от 0,5 - 2,5мин' ;

-  наибольший допускаемый крутящий момент на тихоходном валу редуктора - 5.0 кНм;

-  мощность электродвигателя - 5,5 кВт;

Конструкция привода  позволяет разработать технологию эксплуатации скважин на месторождениях высоковязкой нейти при вязкости продукции до 10000 мПа-с, дебите скважин от 0.5 до 20 м^З/сут. с глубиной динамического уровня до 1500 метров.

Преимущества:

•     цепной    привод    обеспечивает    по    сравнению    со    станками-качалками    сокращение металлоемкости в 2,5 раза;

•      применение технологии эксплуатации скважин на месторождениях высоковязкой нефти с использованием   цепного   привода  увеличивает  срок  службы  штанг   и  сокращение числа подземных ремонтов за счет снижения нагрузок от сил вязкого гидродинамического трения и режимов работы с минимальной частотой качания в 1,6 раза;

•      сокращение затрат электроэнергии в 2 раза на подъем каждой тоены продукции, за счет уменьшения   эмульгирования   обводненной   продукции   в   насосно-компрессорных   трубах, снижения потерь на гидродинамическое трение, а также в результате равномерной загрузки электродвигателя привода.

•       

Работа привода: Привод работает следующим образом. Крутящий момент от электродвигателя 2 через ременную передачу, редуктор 3, нижнюю звездочку 4, установленную на валу редуктора, передается на тяговую цепь 6, которая' преобразует вращательное движение звездочки в поступательное. Тяговая пень 6 соединена посредством скалки с кареткой 7 и уравновешивающим грузом 8.       

Когда уравновешивающий груз в нижнем положении, подвеска устьевого штока в верхнем, каретка находится по середине полости. При вращении звездочки каретка перемещается вправо и одновременно вверх вместе с уравновешивающим тузом, при этом подвеска устьевого штока перемещается вниз. При достижении каретки горизонтальной оси звездочки, движение каретки вправо прекращается, каретка движется только вверх. При достижении- каретки и уравновешивающего груза горизонтальной оси верхней звездочки каретка начинает перемешаться влево, продолжая при этом движение вверх. Это движение продолжается до тех пор, пока каретка не перейдет на противоположную сторону звездочки. При этом направление движения уравновешивающего груза и подвески устьевого штока, меняется на противоположное. Таким образом, достигается возвратно-поступательное движение подвески устьевого штока

   3.   Планово-предупредительный ремонт нефтепромыслового оборудования, выполняемые  работы.

ППР позволяет провести ряд работ, направленных на восстановление оборудования, замену деталей, что обеспечивает экономичную и непрерывную работу оборудования.

Чередование и периодичность планово-предупредительного ремонта (ППР) оборудования определяется назначением оборудования, его конструктивными и ремонтными особенностями, габаритами и условиями эксплуатации.

Оборудование останавливают для планово-предупредительного ремонта, когда оно еще находится в рабочем состоянии. Этот (плановый) принцип вывода оборудования в ремонт позволяет произвести необходимую подготовку к остановке оборудования - как со стороны специалистов сервисного центра, так и со стороны производственного персонала заказчика. Подготовка к планово-предупредительному ремонту оборудования заключается в уточнении дефектов оборудования, подборе и заказе запасных частей и деталей, которые следует сменить при ремонте.

Вырабатывается алгоритм проведения планово-предупредительного ремонта оборудования, обеспечивающий бесперебойную работу производства в период ремонта. Такая подготовка позволяет осуществлять полный объем ремонтных работ без нарушения нормальной работы предприятия.

1.              Mежремонтный этап обслуживания

Межремонтный этап обслуживания оборудования осуществляется в основном без прекращения работы самого оборудования.

2.              Текущий этап планово-предупредительных ремонтов

Текущий этап планово-предупредительного ремонта зачастую осуществляют, не вскрывая оборудование, на время останавливая работу оборудования. Текущий этап планово-предупредительного ремонта заключается в ликвидации поломок, появляющихся во время работы. Текущий этап планово-предупредительного ремонта состоит из осмотра, смазки деталей, чистки и ликвидации выявленных поломок оборудования.

3.              Средний этап планово-предупредительных ремонтов

Средний этап планово-предупредительного ремонта предназначен для частичного или полного восстановления отработавшего оборудования.

Средний этап планово-предупредительного ремонта заключается в том, что разбирают узлы оборудования для просмотра, очистки деталей и ликвидации выявленных изъянов, смены деталей и узлов, которые быстро изнашиваются, и которые не обеспечивают подобающее использование оборудования до следующего капитального ремонта. Средний этап планово-предупредительного ремонта осуществляют не более одного раза в год.

4.              Капитальный ремонт

Капитальный ремонт оборудования осуществляется путем вскрытия оборудования. Капитальный ремонт оборудования заключается в проверке оборудования с дотошным осмотром "внутренностей", испытаниями, измерениями, ликвидацией выявленных поломок. Капитальный ремонт оборудования обеспечивает восстановление первоначальных технических характеристик и проводится модернизация оборудования.

Капитальный ремонт оборудования осуществляется только после межремонтного периода.

4.   Меры безопасности при замене сальников СУСГ.

Cальник устьевой с самоустанавливающейся головкой, гидрокомпенсатором износа спиральных уплотнений и промывочным клапаном СУСГ 140-73-31.

Предназначен для установки на арматуру штангового глубинного насоса (ШГН) для уплотнения и герметизации полированного штока с целью предотвращения утечек нефти и газа в окружающую среду при возвратно-поступательном движении полированного штока, а также для проведения опрессовки НКТ и прямых промывок без разбора манифольда, в условиях макроклиматических районов с умеренным и холодным климатом УХЛ, категория размещения 1 по ГОСТ 15150-69.

Техническая характеристика

1 Установочное положение - вертикальное, устанавливается вместо стакана рабочих сальников существующей арматуры ШГН на стакан аварийных сальников, присоединительная резьба насосно-комрессорных труб НКТ 73 по ГОСТ 633-80.

2 Рабочая среда нефть, газ, вода

3 Температура в зоне спиральных уплотнений, С от минус 40 до+100°

4 Температура окружающей среды,°С до минус 60

5. Материал спиральных уплотнений высокопрочный износостойкий полиуретан с

антифрикционным наполнителем ТУЗ 81051240-88.

6 Материал корпуса сталь35 ГОСТ 1050-88

7 Материал пружины сталь 60С2 ГОСТ 14959-79

8 Давление рабочей среды МПа(кгс/см2) до 14(140)

9 Диаметр уплотняемого штока, мм 31

10 Диаметр спирального уплотнения, мм 63

11 Габариты и размеры сальника:

-длина, мм 686

-высота, мм 393

12 Масса, кг 37,2

Срок эксплуатации устьевого сальника СУСГ 140-73-31 в сборе- 10лет

  5.   Оказание первой помощи при попадании инородного тела в глаза.

Пылинки, соринки, песчинки, стружка и другие, попавшие в глаз инородные тела, удаляются лучше всего промыванием глаз слабым раствором борной кислоты или чистой водой. При этом пострадавшего положите на сторону не поврежденного глаза и направляйте струйку жидкости от наружной стороны, т.е. от виска к носу.

При невозможности промыть водой инородное тело из глаза удалите чистой марлей, бинтом, носовым платком. Не трите глаза руками! Хотя это сможет только врач.

Если не получается, то  необходимо закрыть оба глаза, чтобы он не вращал зрачками, темной повязкой и отправить в больницу, под больной глаз подложить тампон.

БИЛЕТ № 14

   1.   Реагенты, применяемые в НГДУ, их назначение, свойства. 

   2.   Станки-качалки. Типы, назначение.

   3.   Принцип работы ГЗУ «Спутник».

   4.   Виды инструктажей.

   5.   Оказание первой медицинской помощи при отсутствии дыхания.

Ответы:

1.   Реагенты, применяемые в НГДУ, их назначение, свойства. 

Наиболее широко распространенными являются ингибиторы на основе азотсодержащих соединений. Защитный эффект проявляют алифатические амины и их соли, аминоспирты, аминокислоты, азометины, анилины, гидразиды, имиды, акрилонитрилы, имины, азотсодержащие пятичленные (бензимидозолы, имидазолины, бензотриазолы и т.д.) и шестичленные (пиридины, хинолины, пиперидины и т.д.) гетероциклы.

Большой интерес представляют соединения, содержащие в молекуле атомы серы. К ним относятся тиолы, полисульфиды, тиосемикарбазиды, сульфиды, сульфоксиды, сульфонаты, тиобензамиды, тиокарбаматы, тиомочевины, тиосульфокислоты, тиофены, серосодержащие триазолы и тетразолы, тиоционаты, меркаптаны, серосодержащие альдегиды, кетосульфиды, тиоэфиры, дитиацикланы и т.д.

Из фосфорсодержащих соединений в качестве ингибиторов коррозии используются тиофосфаты, пирофосфаты, фосфорамиды, фосфоновые кислоты, фосфонаты, диалкил- и диарилфосфаты.

Кислород обладает наименьшими защитными свойствами в ряду гетероатомов: кислород, азот, сера, селен, но на основе кислородсодержащих соединений возможно создание высокоэффективных ингибиторных композиций.

Нашли применение пираны, пирины, диоксаны, фенолы, циклические и линейные эфиры, эфиры аллиловых спиртов, бензальдегиды и бензойные кислоты, димочевины, спирты, фураны, диоксоланы, ацетали, диоксоцикланы и др.

В последние годы при разработке ингибиторов коррозии наметилась тенденция к применению сырья, содержащего переходные металлы, комплексы на их основе и комплексообразующие соединения, которые взаимодействуют с переходными металлами, присутствующими в электролите или на защищаемой поверхности.

2.   Станки-качалки. Типы, назначение.

Для скважин различной глубины и производительности выпускают  станки- качалки различных типов. До последнего времени станки- качалки выпускались в соответствии с государственным стандартом (ГОСТ5866-56) пяти типов: СКН2-615, СКН3-1515, СКН5 3015, СКН10-3315,СКН10-3012. Шифр этих станков- качалок  обозначает:

a)      Первые три буквы - «Станок-качалка нормального ряда»

b)      Цифры непосредственно после букв- наибольшую нагрузку в точке подвеса штанг в т.

c)      Цифры после тире- первая цифра в случае трехзначного числа или первые две цифры в случае четырехзначного числа обозначают наибольшую длину хода точки подвеса штанг в дециметрах,

d)      Последние две цифры - наибольшее  число качаний балансира в минуту.

Конструкция всех указанных станков- качалок однотипна с разницей только в способе уравновешивания.

Все станки- качалки состоят из четырех основных узлов: рамы, стойки балансира с траверсой и двумя шатунами, редуктора с   кривошипами и противовесами. Наверху стойки   имеется  опорная плита, на которой устанавливаются и крепятся два подшипника качения оси балансира. Редуктор устанавливается на раме и крепится к ней болтами. На обоих концах ведомого вала редуктора закрепляются два   кривошипа, на которых прикреплены два чугунных противовеса, предназначенных  для уравновешивания станка- качалки во время работы. Движение от редуктора к балансиру передается двумя параллельно работающими кривошипно-шатунными механизмами, связанными с балансиром поперечной траверсой. На ведущем валу редуктора расположен  двухколодочный тормоз. шатуны изготовлены из труб, в верхней части которых вварены головки, которыми  они шарнирно соединяются с траверсой. К нижней части каждого шатуна приварена опора (нижняя головка) , к которой болтами прикрепляется корпус сферического подшипника качения пальца кривошипа. Подшипник закреплен на пальце кривошипа.

Для кривошипно- шатунного  механизма в  станках- качалках создают симметричное распределение нагрузки  на редуктор, что увеличивает  срок  службы редуктора и других узлов и деталей станка, а также фундамента.

 Новый размерный ряд станков-качалок разработан с учетом  максимальной унификации их составных элементов, которая  предусматривает  в основном максимальное использование существующих узлов, с тем, чтобы находящиеся в эксплуатации   станки- качалки и изготавливаемые по новому размерному ряду снабжались одними и теми же быстроизнашивающимися частями.

Противовесы на кривошипах могут перемещаться. В  зависимости от удаления грузов от оси кривошипного вала создается уравновешивающий момент. Тормоз облегчает работу по передвижению противовесов.

Наряду с балансирными станками- качалками  применяют  и балансирные станки- качалки СБМ3-1.8-700 И СБМ6-3-2500грузоподъемностью соответственно 3 и 6 т (30 и 60 кн) и с длиной хода 1,8  и 3 м.

3.   Принцип работы ГЗУ «Спутник».

НАЗНАЧЕНИЕ

Установка предназначена для автоматического замера дебита нефтяных скважин по жидкости и газу.

Устройство

Установка состоит из двух блоков: технологического и аппаратурного. Блоки изготовлены из трехслойных металлических панелей типа «сэндвич» с утеплителем из пенополиуретана или из базальтового утеплителя. В помещении предусмотрены освещение, вентиляция и обогрев.

В технологическом блоке размещены:

• замерный сепаратор
• переключатель скважин многоходовый ПСМ
• счетчик жидкости ТОР
• регулятор расхода
• привод гидравлический
• запорная арматура.

В аппаратурном блоке размещены:

• блок управления
• блок индикации
• блок питания.

   4.   Виды инструктажей.

По характеру и времени проведения инструктажи делятся:

-вводный

-первичный на рабочем месте

-повторный

-внеплановый

-целевой.

Вводный проводится со всеми вновь принимаемыми работниками независимо от образования, стажа работы; с временными работниками; студентами, прибывшими на практику.

Первичный на рабочем месте проводится с переводимыми работниками с одного подразделения в другое; с временными работниками; командированными; работниками, выполняющими новую для них работу; со строителями при выполнении строительных работ; со студентами на практике.

После первичного инструктажа проводится стажировка в течении 2-14 смен.

Повторный проходят все работники, независимо от стажа работы, образования не реже 1 раза в полугодии.

Внеплановый – при введении новых правил, инструкций, стандартов, изменении технологического процесса, оборудования, сырья;  при нарушении работниками ТБ, которые могли или привели к пожару, аварии, взрыву; при перерывах в работе.

Целевой проводится при выполнении работ, на которые оформляется наряд-допуск; при выполнении работ, несвязанных с прямыми обязанностями; при проведении экскурсий на предприятии, организации массовых мероприятий.

О проведении инструктажа делается запись в журнале регистрации инструктажей с подписью инструктируемого и инструктирующего.

5.   Оказание первой медицинской помощи при отсутствии дыхания.

Этапы:

1. уложить  спиной на ровную твердую поверхность;

2. под плечи положить валик;

3. осторожно запрокинуть голову  назад, приподнять подбородок;

4.  освободить верхние дыхательные пути от слизистых и инородных тел;

5. на рот положить салфетку;

6. зажать  нос;

7.  вдохнуть воздух в дыхательные пути  в количестве, достаточном для того, чтобы грудная клетка осторожно поднялась;

8. сделать паузу, подождать пока опустится грудная клетка;

9. если есть пульс, повторять пункты 7-8 до появления самостоятельного дыхания или до приезда «скорой помощи»

БИЛЕТ № 15

   1.   Попутный нефтяной газ, его состав, свойства.

   2.   Оборудование устья скважины при эксплуатации штанговыми глубинными насосами.

   3.   Существующие системы сбора нефти и газа на промыслах.

   4.   Меры безопасности при отборе проб из скважины.

   5.   Оказание первой помощи при укусах ядовитых змей.

Ответы:

1.   Попутный нефтяной газ, его состав, свойства.

Горючие газы нефтяных и газовых месторождений по своей химической природе сходных с нефтью. Они также , как и нефть, являются смесью различных углеводородов: метана, этана, пропана, бутана, пентана. Самый  легкий из всех углеводородов- метан; в газах, получаемых из нефтяных и газовых месторождений, его содержится  от 40-95 % и больше по отношению ко всему количеству газа. Отдельные углеводороды, входящие в состав нефтяных газов, отличаются друг от друга своими физическими свойствами. Это отражается  и на физических свойствах самого нефтяного газа.

Чем больше в нефтяном газе легких углеводородов- метана и этана, тем легче этот газ и меньше теплота его сгорания. В тяжелых нефтяных газах, наоборот, мало содержится метана и этана.

В нормальных условиях (при давлении 760 мм рт. ст. и температуре 0⁰ С) метан и этан всегда находятся в газообразном состоянии.

Пропан и бутан также относятся к газам , но очень легко переходят  в жидкость даже при очень малых давлениях. Вообще давление, потребное для перевода того или иного углеводорода в жидкость  , т.е. упругость паров данного углеводорода, повышается с ростом температуры и при данной температуре  тем больше, чем ниже плотность углеводорода. Наибольшей упругостью паров обладает метан, который  при нормальных условиях нельзя превратить в жидкость, так как его критическая температура равна минус 82,1 ⁰ С. Также  трудно переводится в жидкость этан.

В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких или тяжелых  (от пропана и выше) углеводородов газы разделяются на две группы: сухие и жирные.

Под названием сухой газ подразумевается естественный газ, который не содержит  тяжелых углеводородов или содержит их в незначительных количествах.

Жирным называется газ, который содержит  тяжелые углеводороды в таких количествах, что из него можно с выгодой получать сжиженные газы, или газовые  бензины.

На  практике принято считать сухим газом такой, который в 1 м³ содержит меньше 60 г газового бензина, а жирным- такой газ который  содержит в 1 м ³ более 60-70 г бензина.

Более жирные газы добываются в основном с легкими нефтями. С тяжелыми нефтями  наоборот, добывается по преимуществу сухой газ, состоящий главным образом из метана.

Первичная характеристика газа определяется его плотностью. Плотностью называется его масса, заключенная в  1 м³  при  0⁰ Си атмосферном давлении.

2.   Оборудование устья скважины при эксплуатации штанговыми глубинными насосами.

Для подвески насосных труб , направленная продукции  скважины  и герметизации ее устья, а также для обеспечения отбора газа из затрубного пространства на устье скважины устанавливают  специальное оборудование.

            Устьевое оборудование насосной скважины состоит в основном из планшайбы и тройника- сальника.

            При оборудовании скважины насосными трубами с гладкими концами трубы подвешивают следующим образом (тройник- сальник с одинарным уплотнением СГН конструкции Азинмаша). В центре планшайбы в зависимости от диаметра насосных труб  просверлено отверстие и в нем нарезана цилиндрическая резьба, соответствующая резьбе насосных труб .

В план- шайбу ввинчен патрубок ,длиной около 1 м, на обоих концах которого нарезана резьба, и на вышедший из планшайбы конец  патрубка навинчена муфта. Нижний конец патрубка  ввинчен в муфту верхней трубы колонны подъемных труб, спущенных в  скважину. В муфту ввинчен тройник с сальниковым уплотнением, через который  пропущен сальниковый шток, сальник герметизирует пространство между штоком и корпусом сальника и жидкость направляется через боковой отвод.

Тройники – сальники.

Отраслевою нормалью Н 789-63 выпуск тройник предусмотрен с головками устьевых сальников двух типов: с одинарным уплотнением на рабочее давление 6 кГ/см².(0,6 Мн/м²) с отверстием для 31 –мм штока и с двойным уплотнением на рабочее давление 40 6 кГ/см² (4 Мн/м²)  с отверстием под 31 и 36 –мм шток. Серийно выпускают тройники сальники СГН конструкции Азинмаша. Самоуплотняющийся СГН на рабочее давление  6 кГ/см². Он состоит  из головки с откидными ручками , корпуса с помещенными в нем верхней и нижней втулками, сальниковым уплотнением, пружиной и опорной шайбой.

            По мере износа сальникового уплотнения пружина сальника не зависимо от давления в скважине создает  надежное уплотнение сальникового штока.      Корпус сальника навинчен  на тройник, через  который жидкость, откачиваемая насосом, поступает  в выкидную линию.

            Конструкция сальника дает возможность извлекать на поверхности плунжер  трубного насоса или вставной насос целиком, без  разъединения выкидной  линии снятия тройника. Для этого достаточно  отвинтить головку и снять корпус сальника. В этих  случаях для предохранения резьбы тройника. И создания необходимой опоры для штангового элеватора при спуско- подъемных операциях  на тройник навинчивают специальный фланец с резьбой под 73 – и 113 мм концы тройников.

3.   Существующие системы сбора нефти и газа на промыслах.

Продукция нефтяных скважин представляет собой смесь нефти, газа и пластовой минерализованной воды. Очень часто нефть и вода при интенсивном перемешивании образует эмульсию- смесь, в которой мелко раздробленные капли воды находятся в нефтяной среде во взвешенном состоянии и поэтому не отслаиваются и не сливаются друг с другом.

В продукции газовых скважин, кроме газа , может содержаться жидкая фаза в виде капелек и паров воды, а в газоконденсатных скважинах также и жидкие углеводороды.

Кроме  газа и жидкости в продукции скважин могут быть механические примеси: частицы песка и глины, выносимые из пласта или крупинки твердых углеводородов- парафина, выделяющегося из нефти.

Для сбора нефти и газа, их транспортирования, отделения друг от друга и освобождения от посторонних примесей, а также для замеров добываемой продукции на территории промыслов  строится система трубопроводов, аппаратов и сооружения, в которых  выполняется следующие операции , в которых выполняются следующие операции:

1)      Сбор и замер продукции скважин

2)      Отделение (сепарация) нефти от газа

3)      Освобождение нефти и газа от воды и механических примесей

4)      Транспорт нефти от сборных и замерных установок до промыслах резервуарных парков и газа до компрессорных станций или  газораспределительных узлов,

5)      Обезвоживание (деэмульсация) нефти и в ряде случа5ев ее обессоливание и стабилизация , т.е. удаление из нее легких углеводородов.

6)      Удаление из газа ненужных примесей и отбензинивание его,

7)      Учет добычи нефти и газа по НГДУ или промыслу и их сдача.

8)       

Единой универсальной схемы промыслового сбора, транспорта и обработки нефти и газа не существует. Все имеющиеся схемы видоизменяются в зависимости от местных условий: географического расположения промысла, расстояния между скважинами, объема добычи, способа эксплуатации скважин, качества добываемой нефти, ее обводненности и т.п.

4.   Меры безопасности при отборе проб из скважины.

Отбор проб нефти, содержащих сероводород, должен производиться с соблюдением «Памятки о вредности сероводорода, содержащегося в нефтяном газе» и  «Инструкции по качественному определению содержания сероводорода в воздухе».

            Операторы, производившие отбор проб серной нефти, должны знать технические свойства и предельно- допустимую концентрацию сероводорода, содержащегося в нефтяном газе.

            Пробы нефти следует отбирать только через специально предназначенный пробоотборный краник.

Перед началом работ необходимо убедиться в исправности пробоотборного краника. Если краник забит и неисправен, следует сообщить б этом начальнику объекта или старшему оператору.

            При отборе проб нефти необходимо стоять с наветренной стороны, чтобы газ и нефть не попадали в органы дыхания, на одежду  и лицо.

            Отбор проб сернистой нефти должен производиться в соответствующем противогазе и присутствии дублера.

При отборе необходимо соблюдать следующую технологию:

-         перед взятием проб необходимо произвести слив определенного объема (2-3 литра нефти, жидкости, которая должны быть утилизирована).

-         После чего через равные промежутки времени (7-8 мин) производится отбор нефти объема до 100 мл не менее 3-4 раз.

-         Отборные пробы сливаются в сухую чистую посуду, плотно закупориваются, снабжаются сопроводительной запиской.

-         Полный объем отобранной нефти должен быть не менее 350-400 мл.

В сопроводительной записке указывается:

-         дата отбора,

-         вид анализа, который необходимо провести (например, определить % воды, произвести полный хим. анализ, определить содержание ПАВ).

-         Ф.И.О. производившего  отбор проб.

После того, как проба отобрана, следует закрепить краник, убедиться, что нет подтеков нефти из краника.

Бутылки и другую стеклянную посуду с пробами нефти необходимо переносить только в деревянных ящиках с ручками и ячейками для каждой бутылки.

            Запрещается бутылки и др. стеклянную посуду с нефтью и нефтепродуктами переносить непосредственно в руках или карманах одежды.

5.   Оказание первой помощи при укусах ядовитых змей.

   Неотложная помощь.
   Крайне важно, чтобы пораженная конечность оставалась неподвижной, поскольку движения усиливают лимфоотток (змеиный яд, как крупная белковая молекула всасывается именно через лимфатические сосуды)  и существенно ускоряют поступление яда в общую циркуляцию. Поэтому пострадавший не должен пытаться поймать или убить укусившую змею, двигать укушенной конечностью, трясти ее, пытаться бежать или самостоятельно добираться до медицинского учреждения. С самого начала должны быть обеспечены покой в положении лежа (как на месте укуса, так и при транспортировке в лечебное учреждение) и неподвижность пораженной конечности, для чего она должна быть фиксирована лонгетой или фиксирующей повязкой.

   Противопоказаны прижигания места укуса, обкалывание его любыми препаратами, разрезы и другие локальные воздействия. Наложение жгута на пораженную конечность, как правило, противопоказано, так как усугубляет тяжесть интоксикации, усиливает деструктивные и геморрагические явления в пораженной конечности, способствует присоединению к интоксикации тяжелого „турникетного" шока. И лишь при укусах кобры, яд которой не вызывает локальных нарушений трофики тканей и быстро распространяется по кровеносным сосудам, допустимо для замедления развития общей интоксикации наложение жгута выше места укуса на 30—40 мин.  

   В догоспитальном периоде показано обильное питье (чай, кофе) для удаления змеиного яда из организма (через почки, потовые железы). Алкоголь во всех видах строго противопоказан.

   Неоднозначно мнение о том, стоит ли отсасывать яд ртом из ранки. Заслуживает внимания такой способ: «Отсасывайте яд из ранки в течение 10-15 минут. Для этого лучше использовать маленькую банку или пузырек. Создайте разряженное пространство в полости банки, поднеся пламя, и быстро наложите банку горлышком на рану».

Билет №16

1.Конструкция скважины

Система  крепления ствола скважины колоннами обсадных труб, обеспечивающая достижение скважиной проектной глубины, возможность ее исследования, изоляцию проницаемых горизонтов, осуществление запроектированных режимов эксплуатации и максимальное использование пластовой энергии при добыче нефти и газа.

Конструкция скважины характеризуется числом спущенных обсадных колонн, их размерами (наружный диаметр и длина) и местоположением интервалов цементирования пространства за колоннами.

 Для обоснования конструкции скважины используют опыт бурения па соседних площадях и результаты геологоразведочных работ.

Для крепления скважин применяются следующие  типы обсадных колонн:

     1)  направление — для предотвращения размыва устья;

     2)  кондуктор — для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции горизонтов с грунтовыми водами, установки на устье противовыбросового оборудования;

     3)  промежуточная обсадная колонна (одна или несколько) — для предотвращения возможных осложнений при бурении более глубоких интервалов путем крепления и изоляции вышележащих пластов, несовместимых по условиям бурения с нижележащими; при бурении однотипного разреза прочных пород обсадная колонна может отсутствовать;

     4)  эксплуатационная колонна — для изоляции горизонтов и извлечения нефти и газа из пласта на поверхность.

2. Устройство, принцип действия АПР-2ВБ.

Одним из широко применяемых ключей для работы с трубами является автомат Молчанова (АПР - автомат подземного ремонта) (рис. 9.20).

Рис. 9.20. Автомат АПР-2ВБ:

1 - корпус автомата; 2 - червячное колесо; 3 - клиновая подвеска; 4 - корпус клина; 5 - плашка; 6 - опорный фланец; 7 - водило; 8 - вал вилки включения маховика; 9 — электроинерционный привод; 10 — ось балансира; 11 — направление клиновой подвески; 12 - центратор; 13 - пьедестал центратора; 14 - фиксатор центратора.

Ключ (автомат) стационарно устанавливается на колонную головку, а крутящий момент передается водилом трубе через ручной ключ типа КТГУ.

Устройство ключа (автомата)

Ключ (автомат) выполнен в виде блоков, что облегчает его монтаж-демонтаж, а также транспортировку. Основными частями ключа являются блоки вращателя, клиновой подвески и центратора, а также балансир с грузом, привод и блок управления приводом.

Блок вращателя представляет собой корпус клинового спайдера с червячным редуктором, работающим в масляной ванне, и водилом, передающим вращающее усилие трубному ключу. На конце червячного вала монтируется полумуфта центробежной муфты с установленными на ней сменными маховиками.

Блок клиновой подвески состоит из направляющей с кольцевым основанием, к которому на шарнирах подвешены три клина. Клинья для труб диаметром 48, 60, 73 мм состоят из корпуса клина и сменных плашек. Клинья для труб диаметром 89 мм монолитные. Клиновые подвески имеют усы-синхронизаторы, которые обеспечивают синхронную работу клиньев в момент захвата трубы.

Блок центратора состоит из пьедестала, к которому крепится блок вращателя, фиксатора и вкладышей центратора. Последние изготовляются с проходными диаметрами для труб диаметром 48, 60, 73 и 89 мм. Вкладыши центратора удерживаются в пьедестале фиксаторами.

Балансир состоит из рычага и груза, при помощи, которых осуществляется перемещение клиновой подвески вверх вниз.

Привод ключа включает электродвигатель с полумуфтой центробежной муфты и раздвижные кулачки.

Блок управления состоит из магнитного пускателя, кнопочного поста, соединенных между собой и с электродвигателем кабелем при помощи штепсельных разъемов.

Вращение от электродвигателя передается на полумуфту, которая передает номинальный крутящий момент только при наборе электродвигателем полного числа оборотов.

В зависимости от диаметра свинчиваемых или развинчиваемых труб на полумуфту вращателя устанавливаются соответствующие маховики.

3.Виды работ, выполняемых при ПРС.

Виды работ по КРС

Ремонтно-изоляционные работы:

- Отключение отдельных обводненных интервалов пласта

- Отключение отдельных пластов

- Исправление негерметичности цементного кольца

- Наращивание цементного кольца за эксплуатационной, промежуточной колоннами, кондуктором

Устранение негерметичности эксплуатационной колонны:

- Устранение негерметичности тампонированием

- Устранение негерметичности установкой пластыря

- Устранение негерметичности спуском дополниельной обсадной  колонны меньшего диаметр

Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта:

- Извлечение оборудования из скважин после аварий, допущенных  в процессе эксплуатации

- Ликвидация аварий с эксплуатационной колонной

- Очистка забоя и ствола скважины от металлических предметов

- Прочие работы по ликвидации аварий, допущенных при эксплуатации скважин

- Ликвидация аварий, допущенных в процессе ремонта скважин

Переход на другие горизонты и разобщение пластов:

- Переход на другие горизонты

- Разобщение пластов

- Внедрение и ремонт установок ОРЭ, ОРЗ, пакеров-отсекателей

Комплекс подземных работ, связанных с бурением:

- Зарезка новых стволов скважин

- Бурение цементного стакана

- Фрезерирование башмака колонны с углублением ствола в гороной породе

- Бурение и оборудование шурфов и артезианских скважин

Обработка ризабойной зоны:

- Проведение кислотной обработки

- Проведение ГРП

- Проведение ГПП

- Виброобработка призабойной зоны

- Термообработка призабойной зоны

- Промывка призабойной зоны растворителями

- Промывка призабойной зоны растворами ПАВ

- Обработка термогазохимическими методами (ТГХВ, ПГД и т.д.)

- Прочие виды обаботки призабойной зоны

- Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин

- Дополнительная перфорация и торпедирование ранее простреленных интервалов

Исследование скважин:

- Исследование характера насыщенности и выработки продуктивных пластов,  утонение геологического разреза в скважинах

- Оценка технического состояния (обследование скважины)

Перевод на использование по другому назначению:

- Освоение скважин под нагнетательные

- Перевод скважин под отбор технической воды

- Перевод скважины в наблюдательные, пьезометрические

- Перевод скважин под нагнетание теплоносителя или воздуха

Ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин:

- Оснащение паро- и воздухонагнетательных скважин противопесочным  оборудованием

- Промывка в паро- и воздухонагнетательных скважинах песчанных пробок

Консервация и расконсервация скважин

Прочие виды работ

4.  Фильтрующие противогазы назначение, устройство, типы, порядок пользования, ранения.

Устройство противогаза

Фильтрующий противогаз состоит из фильтрующе-поглощающей коробки 1, лицевой части 2 (маски) и соединительной трубки. В комплект противогаза, кроме того, входят сумка для противогаза 3 и коробка с незапотевающими пленками или специальный "карандаш", используемые для предохранения стекол очковых узлов лицевой части противогаза от запотевания. Фильтрующе-поглощающая коробка противогаза служит для очистки вдыхаемого воздуха от радиоактивных, отравляющих веществ и бактериальных средств. Она представляет собой цилиндр, снаряженный противоаэрозольным фильтром и поглотителем (специально обработанным активированным углем), нередко называемым, шихтой. На противоаэрозольном фильтре задерживаются любые аэрозоли - радиоактивная пыль, дымы и туманы отравляющих веществ и бактериальные аэрозоли. Шихта задерживает пары и газы отравляющих веществ. В дне фильтрующе - поглощающей коробки имеется круглое отверстие для поступления в нее вдыхаемого воздуха; очищенный воздух выходит из коробки через навинтованную горловину, находящуюся на крышке коробки. Для прочности фильтрующе-поглощающей коробки противогаза на ней имеются зиги. Лицевая часть противогаза (маска) предназначена для подведения очищенного в фильтрующе-поглощающей коробке противогаза воздуха к органам дыхания, а также для защиты лица и глаз от попадания на них радиоактивных, отравляющих веществ и бактериальных средств. Маска изготовлена из резины; она имеет два очковых узла, обтекатели и крепление. Очковый узел состоит из смотрового стекла, внутренней и внешней обойм, которыми стекло крепится в корпусе маски, и прижимного кольца для крепления незапотевающей пленки. Обтекатели предназначены для подвода вдыхаемого, сравнительно холодного воздуха непосредственно к стеклам очковых узлов, благодаря чему снижается их запотеваемость. Клапанная коробка служит для распределения потоков вдыхаемого и выдыхаемого воздуха. Внутри нее имеются клапан вдоха и два - основной и дополнительный - клапана выдоха. Крепление маски состоит из назатыльника и системы тесемок - лобовых, височных и затылочных. Маски выпускаются трех ростов. Рост их обозначается цифрой на подбородочной части маски. Маска соединяется с фильтрующе-поглощающей коробкой через соединительную трубку.

Подготовка противогаза к пользованию

Противогаз будет являться надежным средством защиты, если лицевая часть его подобрана по росту и противогаз в целом подогнан и исправен. Подбор необходимого роста лицевой части противогаза имеет решающее значение для пользования противогазом. Лицевая часть большего, чем необходимо, роста не обеспечит герметичности, и зараженный воздух будет проникать под лицевую часть, а следовательно, и в органы дыхания, минуя фильтрующе-поглощающую коробку. Меньшая, чем необходимо, лицевая часть будет сильно сжимать голову, и пребывание в противогазе станет затруднительным. Правильно подобранная маска должна плотно прилегать к лицу, не вызывая болевых ощущений. Подбор маски осуществляется по результату измерения высоты лица - расстояния между точкой наибольшего углубления переносья и самой нижней точкой подбородка. При величине измерения от 99 до 109 мм берут первый рост, от 109 до 119 мм - второй и от 119 мм и выше - третий рост маски. Получив противогаз, необходимо осмотреть и проверить на исправность все его части, затем правильно собрать противогаз и проверить его на герметичность. При осмотре и проверке лицевой части противогаза прежде всего удостоверяются, соответствует ли ее рост. Затем определяют целостность маски и стекол очковых узлов; проверяют-исправность тесемок крепления, их натяжение и наличие на них пряжек. После этого осматривают клапанную коробку, проверяют состояние клапанов (они не должны быть порваны, покороблены или засорены. Осматривая соединительную трубку маски, определяют, нет ли на ней проколов и порывов, плотно ли присоединена она к патрубку клапанной коробки, не помята ли накидная гайка и имеется ли в ней резиновое прокладочное кольцо. При осмотре и проверке фильтрующе-поглощающей коробки обращают внимание, чтобы на ней не было ржавчины, вмятин, проколов (пробоин), в горловине-повреждений. Обращается внимание также на то, чтобы в коробке не пересыпались зерна поглотителя. При проверке сумки для противогаза устанавливают целость ее, наличие кнопок или петли на клапане и пуговицы на корпусе, наличие и состояние плечевой и поясной тесемок, коробки с незапотевающими пленками или специального "карандаша", наличие деревянных планок, закрепляемых на дне сумки (обеспечивающих свободный доступ воздуха в фильтрующе-поглощающую коробку при пользовании противогазом). Сборку противогаза производят в следующем порядке. В левую руку берут накидную гайку соединительной трубки маски (маска свободно опущена вниз); правой рукой ввинчивают до отказа фильтрующе-поглощающую коробку навинтованной горловиной в накидную гайку соединительной трубки маски. Перед проверкой противогаза ГП-4у на герметичность необходимо произвести подгонку маски. Для этого следует максимально удлинить лобовые тесемки крепления маски, а височные и затылочные тесемки ослабить так, чтобы маска свободно надевалась на голову; затем надеть маску на голову (назатыльник маски должен прилегать к центру затылка) и подтянуть височные и затылочные тесемки (не затягивая их чрезмерно туго). Регулирование тесемок производится с помощью передвижных пряжек, имеющихся на них. Чтобы убедиться в правильности подгонки маски, ее необходимо проверить на герметичность. С этой целью правой рукой следует перегнуть и плотно зажать соединительную трубку под клапанной коробкой, а затем сделать глубокий вдох. Если воздух при этом будет проходить под маску, значит она недостаточно плотно пригнана, необходимо подтянуть затылочные тесемки. После этого надо снова проверить маску на герметичность. Для проверки правильности сборки и исправности (герметичности) противогаза в целом надевают маску, фильтрующе-поглощающую коробку вынимают из сумки, закрывают отверстие в дне коробки пробкой, а при отсутствии пробки - ладонью и делают вдох. Если воздух при этом не проходит под лицевую часть, то противогаз исправен (герметичен); если же при вдохе воздух будет проходить под шлем-маску (маску), то противогаз негерметичен, для обнаружения неисправности нужно проверить его по частям.

5. Оказание первой помощи при переломе нижних конечностей.

Перелом — это нарушение целости кости. Переломы могут быть полными и неполными, открытыми и закрытыми. Перелом, который возникает от

давления или сплющивания, называется компрессионным. Большинство переломов сопровождается смещением отломков. Это объясняется тем, что мышцы, сокращаясь после травмы, тянут отломки кости и смещают их в сторону. Кроме того, направление силы удара тоже способствует смещению отломков.

При переломе больной жалуется на сильную боль, усиливающуюся при любом движении и нагрузке на конечность, изменение положения и формы конечности, невозможность ею пользоваться. Также можно отметить появление отечности и кровоподтека в области перелома, укорочение конечности и ненормальную ее подвижность. При ощупывании места перелома больной жалуется на сильную боль, часто удается определить неровные края отломков кости и хруст (крепитацию) при легком надавливании.

Оказывающему помощь нужно действовать очень осторожно, чтобы не причинить пострадавшему лишней боли и еще более не сместить отломки кости.

При открытом переломе в ране иногда можно заметить отломок кости, что говорит о явном переломе.

Первая помощь при переломах имеет решающее значение для дальнейшего лечения больного.

Основная первая помощь при переломах костей заключается в следующем:

• обеспечение неподвижности кости в области перелома (иммобилизация);

• помощь при обмороке, шоке и коллапсе;

• быстрейшая госпитализация в лечебное учреждение.

Билет№20

 1. Монтаж агрегата Аз 37А на скважине.

2. ГИВ 6, устройство, принцип действия.

3. Подготовка скважины к ПРС.

4.Правила освобождения пострадавшего от источников эл. тока

5.Оказание первой помощи при поражении эл. током

1. Монтаж агрегата Аз 37А на скважине.

Агрегат АзИНМАШ 37-А максимальной грузоподъем­ностью 32 т, смонтированный на шасси автомобиля КрАЗ-255Б, (предназначен для текущего ремонта скважин глубиной до 2900 м. Привод навесного оборудования лебедки осуществляется от тягового двигателя автомобиля ЯМЗ-238 мощности: 176 кВт при частоте вращения вала 2100 об/мин через коробку скоростей и раздаточную коробку автомобиля.

Агрегат комплектуется автоматом АПР-2ВБ или АПР-ГП (гидроприводной) при использовании НКТ и автомат АШК-Т — при использовании штанг.

Вышка сварная, решетчатая, телескопическая, двухсекционная с открытой передней гранью. Снабжена она ограничителями подъема верхней секции и подъема крюкоблока. При достижении крюкоблоком критического верхнего положения ограничитель отключает фрикционной лебедки и включает тормоз.

Талевая система состоит из одноосного четырехроликового кронблока и крюкоблока 2КРБ2Х28 (двухроликового талевого блока и трехрогого крюка с амортизационной пружиной).

Гидравлическая система обеспечивает подъем вышки и домкратов задней опоры, а также служит приводом для лебедки выдвижения верхней секции вышки и автомата АПР-ГП для свинчивания и развинчивания НКТ.

Пневматическая система предназначена для управления муфтами включения барабана, гидронасоса, дистанционного управления сцеплением двигателя, управления тормозом при срабатывании противозатаскивателя. Управление тормозным устройством лебедки — ручное с пневматическим усилителем ножной педали. Расстояние от оси опорных домкратов до центра скважины должно быть 1500 мм. Оснастка талевой системы 3X2, максимальный диаметр каната 21,5 мм.

Габаритные размеры агрегата 10180X2700X4000 мм, масса его 19 600 кг, в том числе заправка  300 кг.

Освещение агрегата, рабочей площадки и мостков осуществляется взрывобезопасными светильниками ФВН-64-1 ФВН-64-2 с питанием от базового генератора или от сети рез трансформатор и выпрямитель.

2. ГИВ 6, устройство, принцип действия.

Описание

Индикаторы предназначены для индикации и регистрации натяжения неподвижного конца талевого каната при бурении, подземном и капитальном ремонте скважин. Принцип действия индикаторов основан на зависимости гидравлического давления в системе индикатора от усилия натяжения талевого каната, действующего на средний ролик трансформатора давления.

Индикатор гидравлический типа ГИВ-6

Индикаторы выпускаются пяти модификаций, различающихся типом трансформатора давления и составом вторичных приборов,

Принцип действия индикатора основан на преобразовании усилия натяжения каната 2, преломленного между крайними опорами на корпусе 1 и средней опорой 3,опирающейся на мембрану 4, в давление в камере трансформатора и последующем его измерении манометром 5.

Принципиальная схема измерения приведена на рис. 73.

Рис. 73. Принципиальная схема измерения индикатора веса типа ГИВ 6

Индикатор (рис. 74) состоит из трансформатора давления 3 и блока вторичных приборов 7, соединенных трубопроводом 2. В зависимости от модификации индикатора блок вторичных приборов, смонтированных на раме б, включает:

ЗШ5.135.024-основной указатель 7, пресс-бачок 8, верньерный указатель 4 и манометр самопишущий типа МТС-712 с часовым приводом диаграммы;

ЗШ5.135.024-01-основной указатель, пресс-бачок и манометр самопишущий, ЗШ5.135.024-02-основной

Рис. 74. Конструкция индикатора веса типа ГИВ 6-М1

указатель, пресс-бачок и манометр самопишущий 5. Пресс-бачок закреплен непосредственно на основном указателе.

Трансформаторы давления используются в индикаторе двух типов, одинаковых по конструкции и различающихся эффективной площадью мембраны и расстоянием между крайними опорами и, следовательно, размерами составных частей.

Основанием трансформатора является каркас (корпус); на его краях крепятся крайние опоры, несущие ролики, обоймы, одна из которых посредством двух болтов с пружинными шайбами, другая (съемная)-с помощью двух шпилек с гайками и контргайками. В средней части корпуса расположена камера, закрываемая гибкой плоской мембраной. Последняя зажата на корпусе болтами М8 через крышку. На мембрану опирается поплавок, в котором на резьбе установлен упор, являющийся средней опорой. На цилиндрическую поверхность поплавка нанесены три риски; совпадение средней риски с торцом крышки означает среднее положение мембраны в трансформаторе давления, две крайние-предельные положения (при выпуклой и вогнутой мембранах). Положение упора в поплавке определяется величиной зазора между торцом поплавка и нижним торцом упора и фиксируется относительно крышки проволокой и пломбой. В дне корпуса расположены два отверстия-одно для выпуска воздуха закрывается пробкой, в другом установлен штуцер, к которому подсоединяется соединительный трубопровод.

Основной указатель состоит из корпуса с застекленной крышкой, установленной на корпусе на петле и закрываемой замком. На дне корпуса закреплен манометрический механизм, состоящий из трубчатой манометрической пружины, неподвижный конец которой впаян в держатель, а свободный конец, тягой, регулируемой по длине, шарнирно соединен с сектором трибосекторного механизма. На конце трибки механизма крепится стрелка. Шкала, имеющая на дуге 270 градусов-100 равномерных делений, оцифрованных через каждые 10 делений, закреплена на корпусе указателя. Держатель трубопроводом соединен со штуцером, закрепленном на боковой поверхности корпуса. В штуцере имеется капиллярное отверстие (дроссель), служащее для сглаживания резких колебаний давления в гидравлической системе индикатора.

Пресс-бачок состоит из корпуса, в дно которого вварен запорный вентиль и крышки. В центральном резьбовом отверстии крышки установлен винт с воротком, шарнирно соединенный с поршнем, имеющим резиновое уплотняющее кольцо. Заполнение пресс-бачка производится через заливочное отверстие в крышке, закрываемое пробкой при верхнем положении поршня. Верньерный указатель конструктивно аналогичен основному и отличается от него размерами манометрической пружины, передаточным отношением трибосекторного механизма и шкалой. Угол поворота стрелки при максимальном давлении 1,0 МПа (10 кгс/см²) составляет 1800 град. Шкала верньерного указателя не оцифрована и имеет 40 равномерных делений на дуге 360 град.

3. Подготовка скважины к ПРС.

Подземным ремонтом скважины называется комплекс работ, связанных с предупреждением и ликвидацией неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины.

При ремонтных работах скважины не дают продукции. В связи с этим простои скважин учитываются коэффициентом эксплуатации К„ т.е. отношением времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год. Коэффициент эксплуатации в среднем составляет 0,94-0,98.

Подземный ремонт скважин условно можно разделить на текущий и капитальный. Текущий ремонт подразделяют на планово-предупредительный (или профилактический) и восстановительный.

Капитальным ремонтом скважин (КРС) называется комплекс работ связанных с восстановлением работоспособности обсадных солонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией сложных аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке.

Скважина считается подготовленной к КРС если выполнено шаблонирование, исследование, обследование. Кроме этого создается рабочая зона для оборудования при СПО. Также в скважине

выполняют глушение для исключения ГНВП.

4 и 5. Оказание первой помощи при поражении электрическим током и освобождение  от источника эл.тока

Освобождая пострадавшего от действия электрического тока надо принимать такие меры предосторожности, чтобы самому не оказаться под напряжением:

отключите электроустановку ближайшим выключателем или прервите ток, перерезав провода с помощью инструментов с изолированными ручками; оттащите пострадавшего, пользуясь сухой одеждой, канатом, палкой, доской или каким-либо сухим предметом, не проводящим электрический ток. При этом рекомендуется действовать одной рукой. Для освобождения пострадавшего от токоведущих частей под высоким напряжением (более 400 в) пользуйтесь диэлектрическими перчатками, ботами и штангами или клещами, рассчитанными на высокое напряжение. Если пострадавший находиться на высоте, например, на лестнице или опоре, то перед отключением электрического тока примите меры к тому, чтобы он не упал с высоты. При освобождении пострадавшего от токоведущих частей не прикасайтесь к его телу. Вы должны изолировать себя, встав на сухую доску, резиновый коврик или другие изолирующие средства. Если пострадавший может самостоятельно передвигаться, отведите его в помещение удобное для отдыха, дайте выпить воды и вызовите врача (или отведите к врачу). Если пострадавший находится в бессознательном состоянии, немедленно вызовите врача, а до его прибытия освободите больного от стесняющей дыхание одежды и приведите его в сознание: дайте понюхать тампон, смоченный нашатырным спиртом, и приступайте к искусственному дыханию.

БИЛЕТ № 21

1.   Сбор, транспортировка нефти, газа и воды. 

На промыслах сбор нефти осуществляется по системе. Однотрубная высоконапорная система сбора. Продукция скважины подается на ДНС, где происходит отделение части газа, транспортируемого по газопроводам на КНС а оттуда на ГПЗ. Оставшаяся нефть с газом центробежными насосами перекачивается на ГУКПН, где в сепараторах 2ой ступени происходит окончательное отделение газа. Газ подается на ГПЗ - компрессором, а дегазированная нефть самотеком в резервуар.

 2.   Устройство и принцип действия счетчиков ТОР-1.

Предназначен для измерения объема жидкости выходящей из замерного сепаратора. Обеспечивает как местный отчет показаний, так и передачу показаний при помощи электромагнитного датчика на БМА. Работает по принципу турбинного преобразователя.

Состоит: из механического счетчика, магнитной муфты, редуктора, крыльчатки.

Жидкость через входной патрубок попадает на лопатки крыльчатки, после крыльчатки экраном изменяет свое направление на 180 градусов, поступает в выходной патрубок. Вращательное движение крыльчатки передается на механический счетчик через понижающий редуктор и магнитную муфту. Показание снимаются с шестизарядного интегратора. На одной оси со стрелкой вращается диск с 2мя постоянными магнитами, которые проходя мимо электромагнитного датчика замыкают контакт. Полученные сигналы регистрируются в БМА электромагнитного счетчиками и передается на пульт управления.

Основной недостаток: при отсутствии жидкости (если есть газ) импульсы все равно идут

   3.   Обслуживание ДНС. Порядок приема и сдачи смены.

На оператора по добыче нефти и газа возлагаются  обязанности по обеспечению бесперебойной работы ДНС, а именно обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования, установок, механизмов, участие в очистке от парафина выкидных линий и коллекторов, в монтаже и демонтаже наземного оборудования.

До начала работы вновь прибывший оператор должен принять вахту по ДНС у сменщика. Ознакомиться с записями в вахтовом журнале и другой первичной документацией, проверить исправность инструмента.

Переодеться в спец. одежду и спец. обувь.

При осмотре технологического оборудования оператор должен установить:

- исправность и правильность показаний технических и электронных манометров;

- исправность запорной арматуры;

- герметичность фланцевых соединений трубопроводов, сальниковых уплотнений, задвижек;

- исправность вытяжной вентиляции в помещении БР;

- исправность и наличие электросветильников, заземления;

- исправность и наличие ограждений вращающихся частей оборудования; наличие диэлектрических подставок у пусковых устройств насосов;

- правильность центровки валов насоса и электродвигателя;

- работоспособность разгрузочного устройства насоса;

- отсутствие перегрева и наличие смазки в опорных подшипниках насоса;

- исправность и работоспособность канализационной системы;

- наличие и исправность молниезащиты;

- чистоту и порядок на ДНС;

- исправность предохранительных клапанов

По окончании работы оператор добычи нефти и газа обязан:

- навести порядок на рабочем месте, убрать рабочий инструмент в специально отведенное место;

- произвести необходимые записи в вахтовом журнале;

- снять средства защиты, спецодежду, спец. обувь. Привести их в порядок и уложить в места хранения.

- сообщить о проделанной работе мастеру по добыче нефти или оператору пульта управления

   4.   Меры безопасности при отборе проб со скважин.

Отбор проб нефти, содержащих сероводород, должен производиться с соблюдением «Памятки о вредности сероводорода, содержащегося в нефтяном газе» и  «Инструкции по качественному определению содержания сероводорода в воздухе».

Операторы, производившие отбор проб серной нефти, должны знать технические свойства и предельно- допустимую концентрацию сероводорода, содержащегося в нефтяном газе.

            Пробы нефти следует отбирать только через специально предназначенный пробоотборный краник.

Перед началом работ необходимо убедиться в исправности пробоотборного краника. Если краник забит и неисправен, следует сообщить б этом начальнику объекта или старшему оператору.

            При отборе проб нефти необходимо стоять с наветренной стороны, чтобы газ и нефть не попадали в органы дыхания, на одежду  и лицо.

            Отбор проб сернистой нефти должен производиться в соответствующем противогазе и присутствии дублера.

При отборе необходимо соблюдать следующую технологию:

• перед взятием проб необходимо произвести слив определенного объема (2-3 литра нефти, жидкости, которая должны быть утилизирована).
• После чего через равные промежутки времени (7-8 мин) производится отбор нефти объема до 100 мл не менее 3-4 раз.
• Отборные пробы сливаются в сухую чистую посуду, плотно закупориваются, снабжаются сопроводительной запиской.
• Полный объем отобранной нефти должен быть не менее 350-400 мл.

В сопроводительной записке указывается:

• дата отбора,
• вид анализа, который необходимо провести (например, определить % воды, произвести полный хим. анализ, определить содержание ПАВ).
• Ф.И.О. производившего  отбор проб.

После того, как проба отобрана, следует закрепить краник, убедиться, что нет подтеков нефти из краника.

Бутылки и другую стеклянную посуду с пробами нефти необходимо переносить только в деревянных ящиках с ручками и ячейками для каждой бутылки.

            Запрещается бутылки и др. стеклянную посуду с нефтью и нефтепродуктами переносить непосредственно в руках или карманах одежды.

5.Оказание первой помощи при отравлении сероводородом.

При появлении  признаков отравления сероводородом следует:

- немедленно вывести пострадавшего на свежий воздух

-удобно уложить и освободить от стесняющей одежды

-при нарушении дыхания производить искусственное дыхание (методом изо рта в рот)

- при отсутствие сердцебиения производить производить непрямой массаж сердца.

Во всех случаях отравления рекомендуется вдыхание хлора ( платок смачивается в хлорной извести). В легких случаях отравления ( при раздражении верхних дыхательных путей) рекомендуется теплое молоко с содой.

Одновременно с оказанием первой помощи во всех случаях, независимо от тяжести отравления, необходимо вызвать скорую помощь.

Оказание доврачебной помощи следует производить вплоть до прибытия врача.

Необходимо помнить, что отсутствие признаков жизни у пострадавшего не дает права на прекращение оказания ему доврачебной помощи Первые признаками отравления сероводородом являются недомогание, жжение в глазах, покраснение глазного яблока, головные боли.

Основные признаки отравления – нарушение сознания, сердечной и пищеварительной деятельности.

ПДК         в воздухе рабочей зоны-10 мг\м³

в смеси с углеводородами-3 мг\м³

в воздухе населенных мест-0,008 мг\м³

БИЛЕТ № 22

   1.   Способы перфорации скважины и ее назначение.

 Известно  несколько типов перфораторов и соответственно несколько способов пробивки отверстий в обсадной колонне и цементном кольце: пулевая, торпедная и беспулевая (кумулятивная) перфорация

            Пулевая перфорация Производится короткоствольными пулевыми перфораторами, стреляющими бронебойными пулями.

Пулевой перфоратор залпового  действия ППЗ  состоит  из зажигательной  головки с защитным  колпаком , секций, стволов, обтекателя. Такой перфоратор собирается из нескольких  свинчиваемых  между собой взаимозаменяемых  секций.  Каждая секция имеет по три ствольных  отверстия с пороховыми камерами. В сборке перфоратора одновременно может быть свинчено до 12 секций. В перфораторе используются  прессованные пороховые заряды и пули. Пули фиксируются  в каналах  стволов резиновыми пробками. Воспламенение пороховых зарядов в перфораторе осуществляется пиропатроном , который воспламеняется при пропускании через него электрического тока.

            После спуска перфоратора на нужную глубину по кабелю с  поверхности   подается к запальной проволоке электрический ток, отчего она накаляется, происходит вспышка пороховых   зарядов и пули с большей скоростью выталкиваются  из стволов перфоратора, пробивают обсадную колонну и цементное кольцо.

            Для прострела колонн применяют пули диаметром 11-12,7 мм.

 Пулевые перфораторы выпускаются диаметрами 65, 80 и 98 мм. Пулевая перфорация имеет тот  недостаток, что не всегда все выстрелы оказываются удачными в связи с быстрой потерей энергии пулями при их ударе о трубы. Большей пробивной способностью, обеспечивающей  лучшее вскрытие пласта, обладают торпедные  перфораторы. Они отключаются о пулевых тем, что  заряжаются не пулями, а снарядами замедленного действия. Снаряд  торпедного перфоратора, пробив колонну и цементное кольцо, проникает  на некоторую глубину в пласт и здесь разрывается, в результате чего в призабойной зоне скважины создаются каверны и трещины. На  промыслах применяются торпедные перфораторы ТПК –22 и ТПК-32 ( с диаметром снарядов22 и 32 мм). Шифр ТПК обозначает «торпедный перфоратор Колодяжного» по фамилии его изобретателя.

            Наружный диметр перфоратора равен 100 мм. Он может применяться в колоннах диаметром 127 мм и более.

             В последнее время широко применяется кумулятивный метод перфорации. Сущность этого метод  заключается в том, что отверстие в колонне пробивают  не пулями и не снарядами, а зарядами кумулятивного, т.е. сосредоточенного действия. Кумулятивный заряд представляет  собой шашку  взрывчатого вещества, имеющую выемку, расположенную  со стороны, противоположной месту детонации взрыва. Газы, образующиеся при взрыве такого заряда. Движутся от поверхности  выемки и встречаются на оси  заряда, образуя мощную струю. Встречая на своем пути какую- либо преграду, эта струя выбивает в ней лунку глубиной , приблизительно  равной диаметру заряда. Если выемку в кумулятивном заряде облицевать тонким слоем металла и поместить заряд на некотором расстоянии от преграды, то пробивное действие  кумулятивного заряда резко усилится и кумулятивный эффект изменится качественно .

            Образующаяся при взрыве кумулятивного заряда металлическая струя, частично смешанная с газообразными продуктами взрыва движется по оси заряда с очень большой скоростью достигающей 8000 м/сек, а струя при встрече с преградой создает давление до 30000 Мн/ м², чем и достигается ее большая пробивная сила.

Кумулятивные перфораторы применяют корпусные  и бескорпусные. Корпусные перфораторы имеют герметически закрытый корпус, в котором помещаются группы зарядов. Такие перфораторы, так же как пулевые и снарядные, могут быть использованы многократно.

             В бескорпусных перфораторах каждый заряд закупоривается отдельно и индивидуально  герметическую оболочку, разрушающуюся при взрыве.

             В кумулятивных перфораторах обеих  конструкций заряды взрываются при помощи детонирующего шнура. А шнур  в свою очередь взрывается от электродетонатора, присоединенного к кабелю, на котором  перфоратор опускают в скважину.

             Кумулятивный перфоратор собирается в гирлянду общей длиной до 10 м с числом зарядов до 100 и более.

            При выборе способа перфорации руководствуются следующими положениями

Пули и снаряды, пробивая обсадную колонну, сильно деформируют ее и вызывают образование трещин  в колонне и в цементном  камне.

            Кумулятивная перфорация характеризуется большей пробивной способностью в твердых и  плотных преградах и не вызывает  повреждений обсадных колонн и цементного кольца. Поэтому кумулятивную перфорацию целесообразно применять  при твердых  породах,  в условиях  наиболее трудного сообщения ствола  скважины с пластом. Снарядную  перфорацию целесообразно применять при относительно плотных и малопроницаемых породах, но следует  учитывать, что это сопряжено с возможностью образованию трещин и нарушения обсадной колонны и цементного кольца.

Пулевую перфорацию следует применять при неплотных породах и слабосцементированных песчаниках и слабосцементированных песчаниках.

Перфорацию скважин выполняют специализированные  бригады п заказам промыслов. Интервалы и плотность перфорации скважины указывает геологическая служба промысла данным  каротажных диаграмм )

Перфорация скважины- весьма ответственная операция. Ствол скважины перед перфорацией должен быть проверен шаблоном и заполнен  жидкостью соответств3ющей плотности для предотвращения выбросов после соединения пласта со скважиной. Простреливать  отверстия в фонтанных скважинах разрешается только при  установленных на устье скважины крестовике и специальной  задвижке .Если после перфорации скважина начинает фонтанировать, необходимо извлечь из нее кабель с перфоратором закрыть противобросовую задвижку, затем установить  фонтанную арматуру и ввести скважину в эксплуатацию. Если не удается извлечь  из скважины кабель с перфоратором и он мешает закрыть задвижку ,его  обрубают  . отрезанный конец его падет в скважину, после чего закрывают  противовыбросовую задвижку, оборудуют скважину фонтанной арматурой и пускают ее в эксплуатацию. В скважины, которые  заведомо должны  фонтанировать, до перфорации спускают подъемные трубы, устанавливают крестовик с задвижкой и производят перфорацию, спуская перфоратор в подъемные трубы. Для этих целей применяются специальные малогабаритные перфораторы. Перфорацию газовых скважин в отдельных случаях осуществляют без заполнения скважины жидкостью и без глушения, но с герметизацией устья при помощи специального оборудования с установкой дубликатора для спуска перфоратора под давлением. За последнее время н промыслах все большее применение находит гидропескоструйный способ перфорации скважин. При этом способе отверстия или щели в обсадной колонне образуются путем абразивного (истирающего воздействия) на стенки колонны струи жидкости с песком, истекающей с большей скоростью из насадок специального струйного перфоратора. Гидропескоструйная перфорация особенно широко применяется как метод увеличения и восстановления производительности  скважин, уже находящихся   в эксплуатации.  

   2.   Устьевой сальник СУСГ-2. Устройство, назначение.

Сальник СУСГ2 с двойным уплотнением (рис. 37) состоит из двух основных узлов: самоустанавливающейся шаровой головки и тройника. В шаровой головке помещены нижняя и промежуточная (средняя) втулки, нижний манжетодержатель и нижняя сальнико­вая набивка. В корпусе сальника, навинченном на головку, поме­щены верхний манжетодержатель, верхняя сальниковая набивка и верхняя втулка (грундбукса). Сальниковую набивку подтягивают крышкой, навинченной на корпус. В верхней части крышки предус­мотрен резервуар для масла, служащий для смазки трущихся по­верхностей сальникового штока и вкладышей.

Шаровая головка в тройнике удерживается крышкой 18, закрепленной двумя откидными болтами и гайками. Болты в трой­нике установлены при помощи пальцев. Тройник снабжен специаль­ным устройством для присоединения сальника к выкидной линии, состоящим из наконечника, ниппеля и накидной гайки.

Устьевой сальник с самоустанавливающейся головкой с двой­ным уплотнением позволяет заменять изношенные сальниковые на­бивки без разрядки скважины. Сальник-тройник должен быть герметичен. Во время работы насосной установки необходимо следить, не пропускает ли сальник жидкость, и обнаруженные в нем дефекты надо немедленно устра­нять, потому что утечки через сальник ведут к загрязнению пло­щадки вокруг устья скважины и к потере нефти.

I — тройник; 2, 6, 8 — нижняя, промежуточная (средняя) и верхняя втулки; 3 — шаровая головка; 4 — нижний и верхний манжетодержатели; 5 — нижняя и верхняя сальниковые набивки; 7— корпус сальника; 9— вкладыши; 10— крышка корпуса; 11— ручка; 12 — уплотнительное кольцо; 13 — стопор; 14 — ниппель; 15 — накидная гайка; 16 — наконечник; 17—гайка; 18 — крыш­ка; 19 — откидной болт; 20 — палец

3.   Обслуживание скважин, оборудованных УЭЦН.

Оператору по добыче нефти и газа разрешается выполнять пуск и остановку УЭЦН, а также перевод на автоматический или программный режим работы. Запрещается прикасаться к кабелю при работающей установке и при пробных пусках;

Погрузка и выгрузка барабана с кабелем, электродвигателя, насоса и гидрозащиты должны быть механизированы. Запрещается транспортировать кабель без барабана;

Скорость спуска погружного агрегата в скважину не должна превышать  0,25  м/с.  Кабель должен  крепиться  поясами, устанавливаемого над и под муфтой каждой трубы;

После спуска погружного агрегата в скважину на заданную глубину следует: снять с барабана кабеленаматывателя оставшийся кабель и провести от устья скважины до станции управления по специальным опорам высотой не более 0,5 метров от земли и расстоянием между ним не более 3 метров. Прокладывать кабель необходимо с противоположной стороны от мостков и в обход от места предназначенного для установки подъемника; излишки кабеля уложить у станции управления (или трансформатора) на специальной огражденной площадке высотой не менее 0,5 метров от земли в бухту; на трассе кабеля, а также на специально огражденной площадке установить или вывесить предупредительные знаки "Осторожно! Электрическое напряжение";

Во избежание прохода газа по кабелю в помещении станции управления кабель, идущий от скважины, должен иметь открытое соединение в специальной соединительной коробке на расстоянии не менее 0,8 метров от поверхности земли. Металлические коробки необходимо заземлять;

Оператор обязан вести контроль за состоянием укладки кабеля от устья скважин до станции управления;

Кабель в месте входа в устье должен быть надежно герметизирован. Герметизация места ввода кабеля любого типа должна быть выполнена уплотнительными элементами  из нефтестойкой резины. На скважинах расположенных в трудно доступных местах, место ввода кабеля в устьевой арматуре должно быть оборудовано двойным сальником (для продления срока службы уплотнительных элементов);

При разгерметизации устьевого сальника его уплотнение должно быть заменено только после глушения скважины;

По окончанию ремонтных или профилактических работ двери камер трансформаторной подстанции,станции управления и автотрансформатора, а также решетчатые ограждения должны быть закрыты на замок;

Запрещается открывать двери (кроме панели управления) станции управления УЭЦН;

В случае возникновения аварийных ситуаций необходимо действовать согласно "Плана ликвидации возможных аварий";

О  произведенных   работах,  выявленных  и  не  устраненных   неполадках

сообщается мастеру и делается запись в вахтовом журнале

4.   Контроль газовоздушной среды на ГЗУ.

Наиважнейшее значение в процессе работы в газовом хозяйстве имеет безопасность труда. Определяется она взрывоопасностью горючих газов, отравляющими свойствами некоторых компонентов горючих газов и продуктов их неполного сгорания.

В случае утечек газа из соединений газопроводов, газовой арматуры и приборов, через их неплотности, из запорной арматуры, случайно оставленной открытой без присмотра или же при  сжигании газа при недостаточном или слишком большом разрежении, при плохой вентиляции помещения, без достаточного удаления продуктов сгорания, при разрыве сварных соединений на газопроводе может произойти загазованность помещений.

С целью обнаружения мест утечек газа из внутренних газопроводов производят обмыливание сварных, резьбовых и фланцевых соединений. В данном случае признаками утечки будет являться  наличие пузырьков мыльного раствора. Эти утечки необходимо устранять такими способами как:

смена прокладок или подтяжка болтов во фланцевых соединениях;

замена пеньковой набивки в резьбовых соединениях;

заварка или заменой шва с дефектами на газопроводе.

Ликвидацию мест утечек газа из наружных и подземных газопроводов производит аварийная служба газового хозяйства.

До момента устранения утечек газа категорически запрещается включать и выключать электроосвещение; пользоваться звонками, плит¬ками и другими электрическими приборами; вносить открытый огонь и применять его для отыскания утечек газа.

Неудовлетворительное действие вентиляции может привести к накоплению в помещении вредных примесей и образованию взрывоопасных концентраций газа. Поэтому при аварии необходимо произвести вентиляцию помещений и организованный отвод продуктов горения газа.

Газоопасными называют те работы, которые выполняются в загазованной среде, или работы, при которых возможен выход газа из газопроводов и агрегатов.

В Правилах безопасности Госгортехнадзора дан следующий перечень газоопасных работ:

присоединение вновь проложенных газопроводов к действующим;

ввод в эксплуатацию газопроводов, газорегуляторных пунктов, агрегатов и приборов промышленных, коммунальных и бытовых потребителей;

ревизия и ремонт действующих газопроводов, газового оборудования и арматуры;

прочистка и заливка в газопровод растворителей для удаления гидратных образований; установка и снятие заглушек на газопроводах, находящихся под давлением газа;

разборка газопроводов, отключенных от действующих сетей;

осмотр и проветривание колодцев, а также откачка конденсата из конденсатосборников и неиспарившихся остатков из резервуарных групповых установок сжиженных газов;

профилактическое обслуживание действующих газовых приборов и внутреннего газооборудования;

слив газа из железнодорожных цистерн, заполнение резервуаров на станциях сжиженных газов и групповых установках, заполнение автоцистерн и баллонов.

Такие работы должны производить специально обученные рабочие, при этом в бригаде должно быть не менее 2 человек. При работах в колодцах, тоннелях или глубоких траншеях бригада должна состоять не менее чем из трех человек.

На время выполнение газоопасных работ ответственным лицом, имеющим право выдачи нарядов определенным приказом по газовому  хозяйству, должны выдаваться наряды установленной формы. Более сложные работы кроме наряда требуют специального плана, который утверждает главный инженер треста (конторы, предприятия).

К сложным работам относятся:

работы по вводу в эксплуатацию и пуску газа в газопроводы вновь газифицируемых горо¬дов и поселков;

пуск газа в газопроводы с давлением выше 0,6 МПа;

присоединение к действующим газопроводам среднего и высокого давлений;

работы в ГРП с применением сварки и газовой резки;

ремонтные работы на газопроводах среднего и высокого давлений с применением сварки и газовой резки;

снижение и восстановление давлений газа в газопроводах и т. д.

В наряде указывают основные меры безопасности при выполнении работ. План включает в себя последовательность проведения работ, потребность в приспособлениях и механизмах, расстановку членов бригады, лиц, ответственных за проведение и координацию работ. Пакет документов также должен содержать исполнительный чертеж с указанием места и характера проводимой работы.

Подготовительная работа занимает время до начала выполнения работ, и включает в себя: инструктаж рабочих, организацию рабочего места, обеспечение рабочих инструментами, защитными средствами и приспособлениями.

Обычно газоопасные работы проводят в дневное время. При плохом освещении в процессе работы необходимо использовать переносные электролампы во взрывобезопасном исполнении или аккумуляторные светильники шахтерского типа. В процессе выполнения работ в колодцах, котлованах и других подземных сооружениях и закрытых помещениях работающие должны быть в противогазах и спасательных поясах, в обуви без подковок и гвоздей или галошами, надетыми на обувь.

Категорически запрещена при работе в колодцах, тоннелях и коллекторах сварка и газовая резка на действующих газопроводах без отключения и продувки их воздухом. У запорного устройства дополнительно устанавливают заглушку, которую удаляют после окончания работ. При снижении давления в процессе работе, его следует снижать еще до начала работ. Но в случае сжиженного давления могут быть случаи воспламенения выходящего в атмосферу газа, поэтому необходимо иметь на месте средства тушения пламени. Пламя тушат путем замазывания глиной, засыпкой землей, набрасыванием брезентовых или асбестовых одеял, а также струей инертного газа.

Бригаде рабочих указания и распоряжения отдаются ответственными лицами, назначенными из числа инженерно-технических работников.

   5.   Выполнение непрямого массажа сердца.

Массаж сердца - механическое воздействие на сердце после его остановки с целью восстановления его деятельности и поддержания непрерывного кровотока до возобновления работы сердца. Показаниями к массажу сердца являются все случаи остановки сердца. Сердце может перестать сокращаться от различных причин: спазма коронарных сосудов, острой сердечной недостаточности, инфаркта миокарда, тяжелой травмы, поражения молнией или электрическим током и т.д. Признаки внезапной остановки сердца - резкая бледность, потеря сознания, исчезновение пульса на сонных артериях, прекращение дыхания или появление редких, судорожных вдохов, расширение зрачков.           Существуют два основных вида массажа сердца: непрямой, или наружный (закрытый), и прямой, или внутренний (открытый).
          Непрямой массаж сердца основан на том, что при нажатии на грудь спереди назад сердце, расположенное между грудиной и позвоночником, сдавливается настолько, что кровь из его полостей поступает в сосуды. После прекращения надавливания сердце расправляется и в полости его поступает венозная кровь.
Правила :

уложить спиной на жесткую поверхность

снять стесняющие дыхание предметы одежды

нанести удар кулаком по грудине

верхний край ладони правой руки положить на нижнюю треть груди

поверх правой положить левую руку и надавливать на грудную клетку пострадавшего

при отсутствии  у пострадавшего пульса необходимо производить наружный массаж сердца

БИЛЕТ № 23

   1.   Конструкция скважины. 

Совокупность данных, характеризующих диаметр пробуренной скважины на разных глубинах, количество, диаметр и длину обсад­ных колонн, спущенных в скважину, а также интервалы простран­ства за колоннами, заполненные цементным кольцом, называется конструкцией   скважины.

    Наиболее простой и дешевой является одноколонная конструк­ция, когда в скважину спускается только одна колонна труб, не считая кондуктора и направления. В очень сложных условиях бурения число промежуточных обсадных колонн иногда доводят до трех.

     Направление предназначено для предохранения устья от размыва и для направления циркулирующей жидкости в желоба; при помощи кондуктора изолируют неустойчивые верхние породы, осложняющие процесс бурения. При любой конструкции скважины последняя обсадная колонна, спускаемая до проектной глубины, называется эксплуатационной колонной. Через эту колонну производится эксплуатация скважины, ее размеры определяют габариты подземного эксплуатационного обо­рудования.

Для эксплуатационных колонн в большинстве случаев приме­няются обсадные трубы с наружным диаметром от 146 до 168 мм, с толщиной стенок от 7,5 до 12 мм.

Скважиной называют черную выработку круглого сечения, сооружаемую без допуска в нее людей, у которой длина во много раз больше диаметра.

Верхняя часть скважины называется устьем, дно- забоем, боковая поверхность- стенкой, а пространство ограниченное стенкой- стволом скважины.

            Элементы конструкции скважин приведены на рис 4. Начальный участок I скважины называют направлением.

 Сразу за направлением бурится участок на глубину от 50-400 м, диаметром до 900 м. Этот участок  называется

После установки кондуктора не всегда удается пробурить скважину до проектируемой глубины нового осложняющего горизонта или из- за необходисости перекрытия продуктивных поластов ,к которые  не планируеьтся эласитичность  -------- скважинй.

            В таких случаях устраивают или цементируют еще одну колонну III называют промежуточной.

            Последний участок скваджины IV закрепляют эксплуатационной колонной. Оно предназначено для подъема нефти и газа от работ  к устью скважины.

   2.   Дожимные насосные станции: назначение, устройство, принцип действия.

Дожимные насосные станции (ДНС) применяются в тех случаях, если на месторождениях пластовой энергии недостаточно для транспортировки нефтегазовой смеси до УПСВ или ЦППН. Обычно ДНС применяются на отдаленных месторождениях.

Назначен для транспортировки продукции до товарного парка. Устройства:

•        Сепаратор- где происходит отделение газа от жидкости

•         Буллит- емкость для жидкости

•         Насос- для перекачки жидкости

•         Норд- замерное устройство

•        Факельное хозяйство

•         Канализация

Суточная производительность- 1000 -5000 м3/с, давление сепарации- 1,4-2,5атм, насос ЦНС-105,180., количество агрегатов- 1 рабочий, 2 в резерве.

3.Назначение и устройство СКЖ.

для измерения дебита (производительности) нефтяных скважин.

Назначение

·                     Измерение массового расхода вещества

·                     Измерение общей массы вещества

Область применения

·                     Нефтедобывающая промышленность: на устье добывающей скважины, на узле оперативного контроля

·                     Все отрасли промышленности: в процессах смешивания, дозирования, проверки для выполнения порционного взвешивания

В том числе - взрывоопасные зоны помещений и наружных установок согласно ГОСТ Р 51330.13-99 (МЭК 60079-14-96), гл. 7.3 ПУЭ и другим нормативным документам, регламентирующим применение электрооборудования во взрывоопасных зонах.

Измеряемое вещество

4.                  Газожидкостная смесь, поступающая из скважин, на объектах добычи нефти и узлах оперативного контроля учета нефти

5.                  Растворы различных веществ, в том числе пульпа с мелкодисперсными частицами

6.                  Сжиженные газы

·                     Средняя наработка на отказ 10000 часов. Срок службы 6 лет.

Принцип работы счетчика «СКЖ»

   4.   Организация работ по ликвидации аварий на трубопроводах.

Работы по ликвидации отказов на промысловых трубопроводах должны выполняться аварийно-восстановительными бригадами (АВБ), входящими в цех по ремонту трубопроводов (ЦРТ) НГДУ, или другими подразделениями НГДУ.

В подразделениях главным инженером НГДУ должны быть разработаны и утверждены планы ликвидации аварий в соответствии с инструкцией Госгортехнадзора России. В планах должен быть указан порядок оповещения и сбора должностных лиц, организации и производства аварийных работ.

В оперативной части плана ликвидации аварий предусматриваются:

- вид и место возможных аварий, условия, опасные для людей и окружающей среды, расчет выхода нефти или газа с поврежденного участка;

- мероприятия по эвакуации людей и охране окружающей среды, по локализации выхода нефти или газа, отключению поврежденного участка, ликвидации аварий;

- действия ИТР и рабочих, меры техники безопасности и пожарной безопасности;

- мероприятия по тушению нефти в случае ее загорания;

- места нахождения служб и средства для ликвидации аварий;

- распределение обязанностей между отдельными лицами, участвующими в ликвидации аварий;

- список должностных лиц и учреждений, которые должны быть оповещены об аварии, и порядок оповещения;

- порядок сбора аварийной бригады;

- очередность выезда специальных машин;

- перечень аварийно-транспортных средств, механизмов, оборудования, средств связи, пожаротушения, направляемых к месту аварии.

Все работники подразделений на своих рабочих местах должны быть ознакомлены с планами ликвидации аварий.

При возникновении отказа диспетчер цеха добычи нефти и газа (ЦДНГ) или центрального пункта подготовки нефти (ЦППН) должен немедленно сообщить об этом своему руководству и диспетчеру НГДУ, отключить поврежденный участок и принять меры по ликвидации возникшего отказа в соответствии с планом ликвидации отказов, затем проинформировать диспетчера центральной инженерно-технической службы (ЦИТС) о принятых мерах по ликвидации отказа и сделать краткую, но ясную запись о случившемся в сменном (вахтовом) журнале, фиксируя место, сущность, причину отказа, принятые меры.

Прибывший первым к месту аварии на ПТ руководитель работ обязан:

- установить предупредительные знаки для ограждения места аварии;

- принять меры к предупреждению дальнейшего растекания нефти, исключив попадание ее в водоемы и населенные пункты;

- разместить технические средства и персонал аварийно-восстановительной бригады (АВБ) на безопасном расстоянии от места аварии в соответствии с действующими правилами техники безопасности;

- предотвратить появление в зоне аварии посторонних лиц и техники; при возникновении аварии вблизи железных и автомобильных дорог принять меры, исключающие движение транспорта;

- уточнить место и размеры аварии;

- выйти на связь с диспетчером или руководителем подразделения, сообщить о месте и ориентировочных размерах аварии, возможности подъездов и другие сведения;

- при возникновении аварии вблизи ЛЭП, железных и автомобильных дорог сообщить их владельцам об аварии.

Запрещается приближение к зоне аварии людей и техники до организации связи и получения сообщений о полной ликвидации или локализации аварии, об организации непрерывного дежурства на отключающей аварийный участок трубопровода запорной арматуре, о выполнении дополнительных мер по предотвращению случайного или самопроизвольного переключения запорной арматуры на границах отключенного участка.

После определения характера отказа и принятия решения о способе его ликвидации работы продолжаются в соответствии с планом ликвидации возможных отказов и конкретно сложившейся обстановкой.

Все аварийно-восстановительные работы должны выполняться с соблюдением действующих норм и правил по технической эксплуатации, технике безопасности, пожарной безопасности и промсанитарии.

Все оборудование, транспорт и имущество, предназначенное для выполнения аварийно-восстановительных работ, должно находиться в постоянной исправности и готовности к немедленному выезду и применению. Закрепленную для этих целей технику использовать не по назначению запрещается.

Количество и специальности персонала аварийной бригады должны соответствовать действующим нормативам на выполнение ремонтных работ, а также количеству водителей, машинистов и мотористов, необходимых для эксплуатации транспортных и ремонтных тхнических средств.

При определении численности персонала предусматривается возможность замены рабочих при выполнении несложных работ и совмещения профессий работниками высокой квалификации.

   5.   Оказание первой помощи при обморожении конечностей.

Лечебные мероприятия при оказании первой медицинской помощи различаются в зависимости от периода обморожений, условий, в которых находился пострадавший, от глубины поражения, наличия общего охлаждения организма, возраста и сопутствующих заболеваний.

В начальном периоде первая помощь заключается в прекращении охлаждения, согревании конечности, восстановления кровообращения в поражённых холодом тканях и предупреждения развития инфекции.

При первых признаках обморожения пострадавшего необходимо ввести в ближайшее тёплое помещение, снять промёрзшую обувь, носки, перчатки. Охлаждённые участки следует согреть до покраснения тёплыми руками, лёгким массажем, растираниями шерстяной тканью, дыханием, а затем наложить ватно-марлевую повязку.

При признаках глубокого обморожения быстрое согревание, массаж или растирание делать не следует. Следует ограничиться наложением на поражённую поверхность теплоизолирующей повязки (слой марли, толстый слой ваты, вновь слой марли, а сверху клеёнку или прорезиненную ткань). Поражённым конечностям придают состояние покоя путём применения подручных средств (дощечка, кусок фанеры, плотный картон), накладывая и прибинтовывая их поверх повязки. В качестве теплоизолирующего материала можно использовать ватники, фуфайки, шерстяную ткань и пр.

Пострадавшим дают горячее питьё, горячую пищу, небольшое количество алкоголя, по таблетке аспирина, анальгина, по 2 таблетки "Но-шпа" и папаверина.

Одновременно с проведением мероприятий первой помощи необходимо срочно вызвать врача, скорую помощь для оказания врачебной помощи и решения вопроса о госпитализации в специализированное лечебное учреждение.

Не рекомендуется растирать больных снегом, так как кровеносные сосуды кистей и стоп очень хрупки и поэтому возможно их повреждение, а возникающие микроссадины на коже способствуют внесению инфекции. Нельзя использовать быстрое отогревание обмороженных конечностей у костра, бесконтрольно применять грелки и тому подобные источники тепла, поскольку это ухудшает течение обморожения. Неприемлемый и неэффективный вариант первой помощи – втирание масел, жира, растирание спиртом тканей при глубоком обморожении.

При общем охлаждении лёгкой степени достаточно эффективным методом является согревание пострадавшего в тёплой ванне при начальной температуре воды 24oС, которую повышают до нормальной температуры тела.

При средней и тяжёлой степени общего охлаждения с нарушением дыхания и кровообращения лечение проводится в условиях реанимационного отделения.

БИЛЕТ № 24

   1.   Фонтанная эксплуатация скважин.

Способ добычи нефти из скважины, при котором подъем жидкости на поверхность происходит действием пластовой энергии, называется фонтанным.

Фонтанирование продукции скважин происходит в том случае, если переход давления м/у пластовым и забойным будет достаточным для преодоления противодавления столба жидкости и потерь давления на трение. В большинстве случаев нефть фонтанирует за счет энергии газа и гидростатического напора одновременно.

            Газ находится в нефти, обладает подъемной силой, которая проявляется в форме давления на нефть, чем больше газа , растворенного в нефти, тем меньше будет плотность смеси и тем выше подниматься уровень жидкости. Достигнув устья жидкость начинает переливаться и скважина начинает фонтанировать.

    2.   Порядок снятия ручного замера дебита скважин.

Замер дебита скважины

Ø   Установить переключатель ПСМ на замеряемую скважину

Ø   Дождаться цикличной работы ГЦ

Ø   Записать показания счетчика и время начала замера

В процессе замера желательно следить за работой ГЦ (цикличностью), при обнаружении неисправностей (нет фиксации верхнего и нижнего положений РР, подклинивание газовой заслонки) , влияющих на качество замера, необходимо их устранить и начать замер сначала.

Для простоты вычисления время замера лучше выбирать: 10, 15, 20,  30 мин.

Для  скважин с дебитом  более 30-40 м3. производить замер достаточно 10-15 мин. Для скважин с более низким дебитом, для получения более качественного замера, время замера (t)  необходимо увеличить.

Ø   Снять показания счетчика

По истечении времени замера снять показания счетчика

Записываешь показания счетчика. Засекаешь время и пускаешь скважину на замер. Когда нужно (сутки или меньше - по обстоятельствам) опять засекаешь время и пускаешь скважину в общий коллектор. Считываешь показания со счетчика. Таким образом у тебя есть объем добытый скважиной за время замера (разность первого и второго значения снятого с расходомера) и время работы  Делишь добытый объем на время работы (в любых единицах - часы, минуты, да хоть секунды) - получаешь дебит в единицу времени. Потом пересчитываешь полученную цифру в суточный дебит

 3.   Назначение, устройство, принцип работы мультифазного насоса.

Для перекачки многофазных газожидкостных смесей применяются мультифазные насосы.

Отличительной чертой мультифазных насосов являются двухзаходные винты с маленьким ходом, имеющие большое количество шагов в рабочей зоне винта. Множество замкнутых камер позволяет постепенно сжимать газ, что способствует плавной работе при большой степени сжатия. Маленький ход также уменьшает радиальную силу, которая действует на винты.

Винты изготавливаются цельными, с большим внутренним диаметром. Это уменьшает прогиб винтов и позволяет повысить давление насоса.

Принцип работы данного насоса основан на том, что многофазная смесь, поступает в насос с помощью всасывающего патрубка, делится на два потока, заполняя полости между витками винтов. Так как винтовая нарезка выполнена в разных направлениях, смесь, двигаясь вдоль оси насоса к центру, вытесняется в полость нагнетания, повышая давление.

Давление такого насоса может достигать значения 65 кг/с/см2. При этом на входе может быть низкое давление (0,5 кг/с/см2). Повышение давления происходит независимо от скорости вращения винтов и физических свойств перекачиваемой смеси. Это обеспечивает значительные преимущества: простота конструкции, комбинирование рабочих параметров, высокая рабочая надёжность, малая пульсация перекачки, самовсасывание. При применении мультифазных насосов, нет необходимости устанавливать устройства, регулирующие поток нефти.

Главная особенность, которая определяет область применения мультифазных насосов, это способность перекачивания газожидкостных смесей с высоким содержанием газа. Газовая составляющая кратковременно может достигать 100%.

В случаях внезапных изменений условий добычи нефти – притоков жидкости или пиковых повышений давления, применение мультифазных насосов является наиболее экономически выгодным. Оно сильно сокращает объем технологического оборудования. На месторождении не устанавливаются компрессоры, сепараторы, насосы для перекачивания нефти. Весь объем продукции из скважины (смесь воды, нефти, попутного газа) перекачивается по одному трубопроводу. Соответственно исключается факельное сжигание попутного газа. Экологическая нагрузка значительно снижается.

Мультифазные насосы могут применяться для перекачивания нефти в магистральных трубопроводах, и на нефтеперерабатывающих предприятиях в технологических линиях.

двухзаходные винты с маленьким ходом и большим количеством шагов в рабочей длине винта. Это создает большое количество замкнутых камер в рабочих органах насоса, что позволяет постепенно сжимать газ и способствует плавной работе насоса при большой степени сжатия газа. Маленький ход уменьшает также радиальную силу, действующую на винты.

Винты цельные с достаточно большим внутренним диаметром, что позволяет уменьшить прогиб винтов и соответственно повысить давление насоса по сравнению с обычной конструкцией

Давление насоса может достигать 65 кгс/см2. Манометрическое давление на входе может быть очень низким 0,5 кгс/см2 при этом насос может перекачивать газожидкостную смесь с высоким содержанием газа. Фракция газа может кратковременно достигать 100%.

Основной принцип работы

Основной принцип работы данного насоса состоит в том, что многофазная смесь, поступающая в насос через всасывающий патрубок, разделяется на два потока и заполняет полость между витками винтов. Благодаря различному направлению винтовой нарезки в правой и левой частях роторов, смесь, движущаяся вдоль оси насоса к середине, вытесняется в нагнетательную полость повышая давление.

Повышение давления осуществляется независимо от скорости вращения насоса и физических свойств многофазной смеси, что предоставляет следующие преимущества:

не требуются никакие компенсирующие устройства или установки, регулирующие течение нефти через насос

насосы самовсасывающие и работают с малой пульсацией

простая конструкция

любая комбинация рабочих параметров

низкая характеристика сдвига

великолепная рабочая надежность и самая широкая возможность применения в системе

Назначение и конструкция:

Мультифазные насосы 2ВВ конструктивно представляют собой объемные двухвинтовые насосы. Рабочие органы - корпус (обойма) и роторы (ведущий и ведомый), расположенные в смежных сквозных расточках корпуса (обоймы). Роторы имеют двухстороннюю винтовую нарезку специальной формы. Жидкость, поступающая в мультифазный насос через всасывающий патрубок, разделяется на два потока и заполняет полость между витками винтов. Благодаря различному направлению винтовой нарезки в правой и левой частях роторов, жидкость, движущаяся вдоль оси насоса к середине, вытесняеться в нагнетательную полость. Вращение в ведущего на ведомый ротор передаеться синхнронизирующими шестернями.

Применение мультифазных (многофазных) насосов позволяет:

снизить давление на устье скважины, что позволяет увеличить продуктивность и продлить срок рентабельной эксплуатации месторождения;

значительно сокращает количество технологического оборудования. На месторождении отсутствуют сепараторы, компрессоры, насосы для перекачивания нефти, вся продукция со скважины (смесь нефти, воды, попутного газа) транспортируется по одному трубопроводу;

рациональное использование попутного газа. Исключает факельное сжигание на месторождении. Улучшает экологическую обстановку;

использование мультифазных насосов позволяет вести рентабельную эксплуатацию отдаленных месторождений, эксплуатация которых не выгодна при использовании традиционной технологии.

Также мультифазные насосы (многофазные) могут применяться для перекачивания нефти в магистральных трубопроводах, и в технологических линиях на нефтеперерабатывающих предприятиях.

Насос типа Д

Мультифазный насос A3 2ВВ 63/25 - 50/25

В целях повышения эффективности разработки нефтяных месторож­дений, особенно при вводе в эксплуатацию новых залежей, разработан оте­чественный мультифазный насос A3 2ВВ 63/25 - 50/25 и А5 2ВВ 63/25 -50/25 (с укороченными винтами). Оба насоса прошли промысловые испыта­ния и применяются на нефтяных промыслах ОАО "Татнефть".

Мультифазный насос обеспечивает перекачку водонефтяных эмульсий с содержанием газа до 90%. Содержание сероводорода в газе до 2%,
максимальное содержание механических частиц 0,02%, температура перекачиваемой среды от 5 до 80°С.

Насос  работает на базе двухвинтового насоса и оборудован сменными винтами, сменной обоймой из антифрикционного чугуна, торцевыми уплот­нениями. Срок службы насоса до капитального ремонта 1,5 года при непре­рывной 24 час/сут работе.

Области применения мультифазного насоса:

увеличение отбора газожидкостной эмульсии из добывающих скважин за счет снижения давления в промысловой системе сбора;

для перекачивания ГЖС продукции добывающих скважин до объектов подготовки нефти без предварительной сепарации газа, что позволяет отказаться от строительства новых ДНС;

для ликвидации газовых факелов путем транспортировки газа вместе с жидкостью до УКПН с объектов, необустроенных системой газосбора. На рис.29 приведены осредненные зависимости подачи газожидкостной

смеси от давления нагнетания при различных содержания газа насосом A3 2ВВ 65/25.

   4.   Правила безопасности при работе в траншеях.

Общие требования безопасности

2.1. К проведению земляных работ допускаются лица, достигшие 18-летнего возраста, прошедшие медицинский осмотр, соответствующее обучение по профессии, вводный инструктаж, стажировку и инструктаж на рабочем месте, проверку знаний по охране труда.

2.2. Земляные работы в зоне расположения подземных коммуникаций допускаются только по письменному разрешению организации, ответственной за их эксплуатацию. К разрешению должен быть приложен план с указанием трасс и глубин укладки коммуникаций. До начала работ устанавливаются знаки, указывающие расположение коммуникаций.

2.3. Земляные работы в непосредственной близости от подземных коммуникаций должны вестись под наблюдением ответственного лица или мастера и в присутствии представителя организации-владельца действующих коммуникаций.

2.4. Руководители организации, производящей земляные работы с применением специальных машин, обязаны назначать инженерно-технических работников, ответственных за безопасное производство этих работ, из числа лиц, прошедших проверку знаний правил и инструкций по безопасному производству работ с применением данных машин.

2.5. При рытье траншей размещение вынутого грунта, строительных материалов, машин и механизмов, а также передвижение последних вдоль бровки в зоне призмы обрушения грунта запрещается. Расстояние от бровки должно быть в сухих связанных грунтах не менее 0,5 м, в песчаных и увлажненных грунтах - не менее 1 м. В указанной зоне не разрешается установка опор воздушных линий электропередач, связи и т.д.

2.6. При работе людей в траншее должны быть приняты меры против скатывания или падения в нее труб и тяжелых предметов.

3. Требования безопасности перед началом работ

3.1. Земляные работы можно выполнять только в соответствующей спецодежде и спец. обуви.

3.2. Перед началом работ необходимо убедиться в исправности средств индивидуальной защиты, первичных средств пожаротушения, наличии необходимых знаков безопасности, лестниц и мостков.

3.3. При производстве земляных работ с использованием специальных машин перед их началом надлежит убедиться в исправности машин путём их осмотра.

3.4. До начала работы с применением машин руководитель работ должен определить схему движения и место установки машин, указать способы взаимодействия и сигнализации машиниста (оператора) с рабочим-сигналыциком, обслуживающим машину, определить (при необходимости) место нахождения сигнальщика, а также обеспечить надлежащее освещение рабочей зоны.

3.5. Значение сигналов, подаваемых в процессе работы или передвижения машины, должно быть разъяснено всем лицам, связанным с ее работой. В зоне работы машины должны быть установлены знаки безопасности и предупредительные надписи.

4. Требования безопасности во время выполнения работ

4.1. Рыть траншеи роторными и траншейными экскаваторами в плотных связанных грунтах допускается с вертикальными стенками без креплений на глубину не более 3 м, при этом не разрешается спуск рабочих в траншеи; где требуется пребывание рабочих, должны устраиваться крепления или откосы.

4.2. Траншеи котлованы глубиной более 3 м должны выполняться с откосами и с применением крепи.

4.3. Рытье котлованов и траншей с вертикальными стенками без креплений в нескальных и незамерзших грунтах выше уровня грунтовых вод и при отсутствии вблизи подземных сооружений допускается на глубину не более:

1м                        - в насыпных, песчаных и крупнообломочных грунтах;

1,25 м                  - в супесях;

1,5 м                   - в суглинках и глинах.

4.4. Рытье котлованов и траншей с откосами без креплений в нескальных грунтах выше уровня грунтовых вод (с учетом капиллярного поднятия) или в грунтах, осушенных с помощью искусственного водопонижения, допускается при глубине выемки и крутизне откосов согласно таблице.

4.5. При установке креплений верхняя часть их должна выступать над бровкой выемки не менее чем на 15 см.

4.6. Устанавливать крепления необходимо в направлении сверху вниз по мере разработки выемки на глубину не более 0,5 м. Разборку креплений следует производить в направлении снизу вверх по мере засыпки выемки.

4.7. Конструкция щитов крепления котлованов и траншей с вертикальными стенками должна быть:

а) для грунтов, связанных естественной влажностью, при отсутствии или незначительных перетоках грунтовых вод (при глубине траншеи до 3 м) - с просветами.

б) то же, при глубине от 3 до 5 м - сплошные.

в) для грунтов песчаных и разных повышенной влажности (независимо от глубины) – сплошные.

г) для грунтов всех видов при сильном притоке грунтовых вод и возможном выносе частиц грунта (независимо от глубины) – сплошные (шунтовое ограждение).

4.8. Производство работ в котлованах и траншеях с откосами, подвергшимися увлажнению, разрешается только после тщательного осмотра мастером состояния грунта откосов и обрушения неустойчивого грунта в местах, где обнаружены «козырьки» или трещины (отслоения).

4.9. Перед допуском рабочих в котлованы или траншеи глубиной более 1,3 м должна быть проверена устойчивость откосов или крепления стен.

4.10. Котлованы и траншеи, разработанные в зимнее время, при наступлении оттепели должны быть осмотрены, а по результатам осмотра должны быть приняты меры к обеспечению устойчивости откосов или креплений.

4.13. При земляных работах, производимых вручную, выбрасывание грунта из котлованов и траншей ведется с перекидкой по уступам, ширина последних должна быть не менее 0,7 м, а высота - не более 1,5 м. Выброшенная на уступы земля должна немедленно убираться.

4.14. Грунт, выброшенный из котлована или траншеи, размещать на расстоянии не менее 0,5 м от бровки для предупреждения обратного падения земли или камней.

4.15. Вести правильную разработку траншей, котлованов во избежание обвалов, оползней. Запрещается разработка грунта методом подкопа. При случайном образовании козырьков (навесов) грунта или при нахождении на откосах выемки валунов, камней и т.д. уйти из опасной, после чего козырьки, валуны и камни обрушить сверху.

4.16. Для спуска в котлованы и широкие траншеи устанавливать стремянки шириной не менее 0,75 м с перилами, а для спуска в узкие места траншеи - приставные лестницы. Запрещается спуск в траншеи по распоркам креплений.

4.17. Котлованы и траншеи на территории, где происходит движение людей и транспорта, огораживать. На ограждениях выставлять предупредительные знаки.

4.18. Для перехода через канавы, траншеи устраивать мостки шириной 0,7 м с прочно установленными перилами высотой не менее 1 м.

4.19. Не отдыхать у подошв откосов разрабатываемых выработок.

4.20. Перемещение, установка и работа машин вблизи выемок (котлованов, траншей, канав и т. п.) с неукрепленными откосами разрешается только за пределами призмы обрушения грунта на расстоянии, установленном таблицей.

4.21. При эксплуатации машин должны быть приняты меры, предупреждающие их опрокидывание или самопроизвольное перемещение под действием ветра или при наличии уклона местности.

4.22. При работе одноковшового экскаватора запрещается находиться людям в радиусе, превышающем длину стрелы экскаватора менее чем на 5 м, а так же между экскаватором и отвалами грунта, под стрелой и ковшом на дне траншеи.

4.23. Погрузка грунта на автосамосвалы должна производиться со стороны заднего или бокового борта.

4.24. При разработке выемок в грунте экскаватором с прямой лопатой высоту забоя следует определять с таким расчетом, чтобы в процессе работы не образовывались «козырьки» из грунта.

6. Требования безопасности по окончании работ

6.1. По окончании работ необходимо принять меры по:

- предотвращению падения людей в траншеи, котлованы;

- самопроизвольному движению спецтехники.

   5.   Правила выполнения реанимационных мероприятий.

Искусственная вентиляция легких

Если после проведения перечисленных манипуляций дыхание не восстановилось, следует быстро начинать искусственную вентиляцию легких (ИВЛ).

Ни в коем случае нельзя начинать искусственную вентиляцию легких, не освободив дыхательные пути!

ИВЛ может быть обеспечена способом “изо рта в рот”, а также простейшими аппаратами типа Амбу, и с помощью аппаратов для автоматической ИВЛ.

Техника выполненя ИВЛ методом “изо рта в рот”. Для этого ноздри пораженного зажимают пальцами, делают глубокий вдох и через платок, накинутый на его рот, осуществляют выдох в рот пораженного. Затем рот пораженного освобождается и происходит пассивный выдох. Необходимо следить за грудной клеткой, если она расширяется, то вдох осуществлен правильно.

 Если при вдыхании происходит вздутие в области желудка, значит, воздух попадает туда, и следует вновь заняться обеспечением проходимости дыхательных путей. Интервал между отдельными дыхательными циклами составляет 5 секунд, 12 - 18 вдуваний в минуту. Чаще вдувать воздух не надо. Этот метод восстановления дыхания высокоэффективен, однако он очень утомителен и гигиенически не удобен для спасателя. Поэтому целесообразно использовать различные инструменты и приспособления, например, упомянутый выше воздуховод. Можно использовать ручной способ ИВЛ с помощью саморасправляющихся мешков типа Амбу (ручной респиратор). В этом случае на нос и рот плотно накладывают маску.

Сжимая мешок, производят вдох, выдох происходит через клапан мешка самостоятельно, и продолжительность выдоха в два раза дольше вдоха.

При полном восстановлении дыхания пораженного переводят при возможности в устойчивое боковое положение .

В том случае, если после 5 вдуваний  воздуха дыхание не восстанавливается, необходимо прощупать пульс.  При  отсутствии пульса, а также при нарастании синюшности кожи и видимых слизистых оболочек, расширении зрачков, приступают к восстановлению сердечной деятельности путем закрытого (непрямого) массажа сердца (ЗМС).

  Закрытый массаж сердца

Закрытый массаж сердца всегда должен проводиться одновременно с ИВЛ.

Чтобы закрытый массаж сердца был максимально эффективен, и чтобы не повредить органы грудной клетки, важно правильно определить точку нажатия. Для этого, с легким нажимом, указательным пальцем руки проведите линию от пупка к грудине.

В том месте, где Вы почувствуете пружинящее сопротивление мечевидного отростка, положите три пальца поперек на грудную кость. Область нажима находится в нижней трети грудины на три поперечных пальца выше мечевидного отростка грудины. Сначала можно попытаться восстановить сердечную деятельность отрывистым ударом по грудине в найденной области. Так называемый перикардиальный удар иногда позволяет запустить  сердце, остановившееся в результате того или иного стресса.

Но это не заменяет закрытый массаж сердца. Удар не следует проводить более двух раз. Если после перикардиального удара пульс не появится,  необходимо приступить к ЗМС, а если пульс появился, продолжайте ИВЛ.

Выбираем место нажатия и располагаясь сбоку от пораженного, помещаем ладони рук на выбранный участок.

Пальцы не должны прикасаться к грудной клетке. Усилием всего тела, с помощью рук, толчкообразно надавливаем на грудину, чтобы она продавливалась на 3-5 см. В положении максимального прогиба ее нужно сдерживать чуть меньше секунды. Важно, чтобы нажатия осуществлялись строго перпендикулярно грудине, чтобы не повредить ребра. Если нажимать на ребра, они могут сломаться и повредить легкие, печень или селезенку. Осуществляя нажатие, не сгибайте свои руки в локтях. Когда прекращаете нажим, ладони не отрывайте от грудины. Надавливать на грудину нужно не силой рук, а тяжестью тела. Это сохраняет Ваши силы при оказании помощи. Частота нажатий на грудину в 1 минуту составляет 60 у взрослых и достигает до 120 у детей в зависимости от возраста.

У детей сила нажатия на грудину и место приложения силы варьируют в зависимости от возраста ребенка: у детей грудного возраста массаж производят ладонными поверхностями первых пальцев, а у подростков - одной рукой.

Ноги пораженного можно приподнять, чтобы обеспечить больший доступ крови к жизненно важным органам.

БИЛЕТ № 25

   1.   Резервуары и емкости, их назначение, обвязка.

Для  хранения нефти, газа и нефтепродуктов на нефтеперерабатывающих заводах применяется огромное число емкостей, сосредотачиваемых в резервуарных парках. Зависимо  от предназначения хранимого продукта различают сырьевые, промежные и товарные  резервуарные парки. Сырьевые и товарные парки сооружают обособленно, вдалеке  от технологических установок, промышленных и бытовых построек. Парк резервуаров  промежных товаров располагают поблизости тех установок, в каких эти продукты  употребляются.

Почти  всегда сырая нефть хранится в больших подземных либо полуподземных железобетонных резервуарах с внутренней железной облицовкой и без нее. В  таковых же резервуарах хранят готовые светлые нефтепродукты. Главные достоинства  подземных железобетонных резервуаров состоят в экономии сплава, в уменьшении  утрат сырья вследствие испарения легких фракций от деяния солнечных лучей,  также в противопожарных и маскировочных свойствах.

Железные емкости, обычно, размещены над землей, что обеспечивает простоту их эксплуатации. Число и размер устанавливаемых емкостей определяют с учетом дневной производительности завода по сырью и по каждому продукту, числа сразу хранимых нефтепродуктов, также норм длительности хранения сырья и нефтепродуктов. Надобный размер сырьевых резервуаров устанавливают из расчета 5-7-суточного припаса сырья; для резервуаров промежуточных товаров предусматривается 16-48-часовой припас; емкость резервуаров товарного парка обязана обеспечить

15-20-суточное хранение готовой продукции. Для  экономии производственных площадей, материала, трудовых издержек при монтаже и  эксплуатации проектируют возможно наименьшее число емкостей за счет роста  размера каждой емкости. Размеры избранных емкостей должны быть согласованы с  надлежащими нормалями, в каких указаны полный и нужный объемы, внутренний  поперечник, наибольшие рабочие давления и температура, наибольшая высота налива  и остальные данные.

Конструкция  емкостей определяется обилием причин, однако основными являются хим.

и  физические характеристики, также давление и температура находящихся в их

жидкостей и газов.

Сжиженные  газы (пропан, бутан и др.) и легкие фракции бензина хранят в горизонтальных  либо вертикальных цилиндрических пустотелых аппаратах, устанавливаемых на  фундаментах либо постаментах. В таковых же емкостях, нередкоименуемых  монжусами, хранят химически активные вещества; в данном случае внутренние  поверхности аппарата покрывают противокоррозионной облицовкой.

Горизонтальные  емкости поперечником наиболее 1,4 м снутри у люка пичкают

стремянкой для  спуска людей. Они должны быть оборудованы также измерительными,

регулирующими и  предохранительными устройствами, предотвращающими превышение

давления,  температуры и высоты наполнения выше допустимых значений.

Надлежащие лестницы и  площадки обеспечивают открытый доступ обслуживающего

персонала к арматуре, измерительным,  контрольным устройствам и

предохранительным устройствам. Для предохранения от  нагрева солнечными лучами

емкости окрашивают снаружи в белоснежный цвет, а в  случае необходимости со­здают

теневую защиту.

ЦИЛИНДРИЧЕСКИЕ  ВЕРТИКАЛЬНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ

Цилиндрические  вертикальные резервуары - более распространенный тип емкостей

для хранения  нефтепродуктов. Они занимают меньше площади, чем горизонтальные,

требуют  меньше сплава на изготовка, комфортны в эксплуатации, разрешают обычным

методом  замерять количество содержащейся в их жидкости.

Размер эксплуатируемых в  текущее время вертикальных цилиндрических резервуаров

составляет от 25 до 100  000 м

Для  предотвращения осыпания песка из-под утора вокруг основания резервуара

устраивают бетонную либо каменную стену (кольцо) шириной 0,25-0,3 м.

В  российской индустрии до недавнишнего времени (а за рубежом и на данный момент)

резервуары изготовляли способом полистовой сборки. По этому способу весь  резервуар

изготовляют в промышленных критериях в виде отдельных заготовок:  свальцованных

листов с обработанными под сварку кромками - для цилиндрического  корпуса;

выкроенных и купированных под сварку листов - для днища и крыши.

В  промышленных критериях изготовляют также несущие фермы, лестницы, площадки

и  т. п. Сборку резервуара создают на месте его установки, для этого за ранее

подготавливают основание под днище.

Настилаемые  на основание листы днища резервуара сваривают встык либо внахлестку

(поначалу  сваривают поперечные швы,, потом продольные).

Сварку создают автоматом либо  вручную обратноступенчатым методом в направлении

от центра днища к его  периферии. Все листы днища, кроме периферийных, схожего

размера (1500X6000  мм). Периферийные листы раскраивают так, чтоб обеспечить

круглую форму днища.    Корпус  резервуара собирают по поясам, которые составляют из

заготовок-свальцованных  листов. Сварку отдельных листов и поясов вместе создают

встык либо внахлестку  так, чтоб вертикальные (меридиональные) швы не совпадали, а

рас­полагались  вразбежку.

Размеры  вертикальных цилиндрических резервуаров определяют из условия более

экономной  высоты его, т. е. той высоты, при которой при данном объеме расход сплава

на  изготовление мал.

Для  того, чтоб давление либо вакуум в резервуаре не превышали допустимого

значения, его пичкают особенными устройствами, регулирующими выброс газов,

создающих давление, также поступление из атмосферы (либо специальной газовой

полосы) воздуха либо газов, предотвращающих образование вакуума. В практике

эксплуатации резервуаров это принято именовать «дыханием».

Различают «большое  дыхание» - вытеснение паров нефтепродуктов из газового места

резервуаров при  наливе нефтепродуктов - и «малое дыхание» - выход паров

нефтепродуктов из  резервуара при повышении температуры (к примеру, деньком)

либо, наоборот,  вход воздуха (газов) при снижении температуры (к примеру, ночкой).

Утраты  нефтепродуктов от малых и огромных дыханий очень существенны, потому

нужно  биться с этими потерями. Более действенными методами борьбы являются:

создание  газоуравнительной обвязки нескольких резервуаров; абсорбционная система

«дыхания» резервуаров; сооружение резервуаров с «дышащей», либо «плавающей»,

крышей; сооружение резервуаров каплевидной либо шаровой формы.

В  обыденных критериях более отлично применение резервуаров с «плавающей»

крышей.  Время от времени может оказаться действенным включение таковых

резервуаров в  газоуравнительную систему с целью сокращения их числа в

резервуарном парке.

Резервуар  с плавающей крышей представляет собой обыденный вертикальный

цилиндрический  резервуар со стенами, сваренными встык, снутри которого на

поверхности продукта  плавает метал­лический диск - понтон, обеспечивающий

всепостоянство размера над  жидкостью.

Плавучесть диска обеспечивается либо созданием его с двойной стеной  (двухдечный)

либо установкой на специально сделанные, не достаточно  металлоемкие понтоны. В

большинстве государств для больших резервуаров более  распространена однодечная

крыша с понтоном по ее периметру.

Для обеспечения  жесткости плавающие крыши огромных поперечников снабжают в

круговом  направлении опорами коробчатого сечения.

Понтон  составляет приблизительно 20-25% площади крыши. Он выполнен в виде кольца

по  периметру крыши либо отдельными секциями пирамидального сечения. Для

предотвращения разрушения крыши под действием вакуума, который может образоваться в резервуаре при полном сливе продукта, на нем устанавливают вакуумные  клапаны,

обеспечивающие доступ воздуха.

Ежели  резервуар не обеспечен стационарной крышей, закрывающей плавающую, то

воду с  плавающей крыши отводят дренажными системами при помощи шлангов либо по

железным трубам с шарнирами, обеспечивающими мелкие камешки во всех положениях

понтона.

Плавающую крышу резервуаров инспектируют на плавучесть при условии  аварийного

затопления 2-ух смежных отсеков понтона и неисправности дренажной  системы.

Зазор  меж краями диска и стеной резервуара по всему периметру герметизируют при

помощи специального уплотнения. Уплотнения бывают механические (твердые) и

мягенькие (эластичные).

Для обычной работы уплотнения нужно, чтоб внутренние  стены корпуса резервуара

были может быть наиболее гладкими, без выступающих  валиков сварных швов.

Механические  затворы по конструкции разнообразны и сложны в изготовлении, потому

их  используют лишь тогда, когда мягкие затворы использовать нельзя из-за малой

стойкости их в среде продукта.

Мягенькие  (эластичные) затворы изготовляют из прорезиненной ткани,

пенополиуретана и  остальных эластичных и стойких к данным средам материалов.

Используют  губчатые, жидкостные и воз­душные затворы.

В губчатых затворах уплотнение  обеспечивается за счет упругости губчатого

материала, постоянно прижатого к  стенке резервуара; в жидкостном затворе

мягенький мешок с жидкостью  прижимается к стенам за счет веса данной воды, в

воздушных затворах - за счет  упругих параметров воздуха.

Как  показала практика, применение резервуаров с плавающей крышей дозволяет

понизить  утраты нефти и нефтепродуктов от «малых дыханий» на 80-80%, а от

«больших» - на  90-95% по сопоставлению с потерями в типовых резервуарах. Благодаря

этому  издержки на устройство понтонов окупаются в маленький срок.

КАПЛЕВИДНЫЕ  РЕЗЕРВУАРЫ

Для  хранения нефтепродуктов, характеризующихся высочайшим давлением паров (до

0,2  МН/м2), может быть применение каплевидных резервуаров, нареченных так из-за

наружной формы, напоминаю­щей форму капли воды на несмачиваемой плоскости.

Форма оболочки каплевидного резервуара обеспечивает однообразное напряжение

растяжения  во всех кольцевых и меридиональных сечениях, что является основой

экономичности конструкции. Но изготовка таковых резервуаров трудно, потому они  не

получают широкого распространения.

2.   Назначение и устройство турбинного расходомера типа «НОРД».

Предназначен для измерения объема количества жидкости.

Конструктивно турбинный расходомер (рис) состоит из корпуса 1, внутри которого размещается турбинка2, посаженная на ось З. Турбинка вместе с осью вращаются на подшипниках 4.Применяются подшипники качения или скольжения. Расходомеры типа НОРД, выполненные на подшипниках качения, предназначены для измерения потоков товарной нефти с вязкостью до ЗОсСт, а выполненные на подшипниках скольжения - для измерения потоков сырой нефти с вязкостью до ЗООсСт. Для повышения надежности и точности работы расходомера в его конструкции применены обтекатель 5 и направляющие аппараты 7. снаружи корпуса турбины укреплена фланцевая втулка 6 с резьбовым гнездом для установки магнитоиндукционного датчика.

Принцип работы: поток жидкости воздействуя на лопасти турбины сообщает ей вращательное движение. При этом на магнитном поле индукционной катушки электродатчика пересекаются лопастями катушки, наводятся пульсирующий ток. Электронный блок производит пересчет электросигналов, приводит их в стандартные единицы объема и выдает их в систему телемеханики.

   3.   Назначение и устройство сальника СУСГ-2.         В 22 билете 2 вопрос

   4.   Обслуживание установок дозированной подачи реагентов.

Установки дозирования предназначены для химической обработки продукции нефтяных и газовых скважин в системах сбора, транспорта и подготовки нефти и газа. Используются на кустовых площадках, площадках дожимных насосных станций и установках комплексной подготовки нефти, газа и воды. 

Обязанности дежурного оператора: Управление электрооборудованием, установленным в технологическом помещении блока (обогреватели помещения и реагента, освещение, вентилятор, насосы), контроль давления на линии нагнетания, температуры и уровня реагента в емкости производится со шкафа управления, находящегося в операторной.

Ежемесячно проверять состояние дозировочной емкости, трубопроводов, дозировочного насоса (нет ли шума, нагрева)

Сделать соответствующие записи в вахтовом журнале.

Подробно расскажите диспетчеру о состоянии и работе узла подачи деэмульгатора, об изменениях, произошедших за смену, о распоряжениях, полученных от руководителя участка.

Проверить спецодежду на наличие следов загрязнения реагентом.

Снять спецодежду, уложить в специально отведенное место.

Вымыть руки с мылом.

В насосной установке дозирования ингибитора расположен датчик сигнализатора, который подает сигнал в операторную о загазованности в помещении выше нормы. Снаружи бокса на панели установлен пост сигнализации, подающий предупредительные звуковой и световой сигналы о загазованности в помещении выше нормы. 

   5.   Порядок обучения и проверки знаний на предприятии

СПЕЦИАЛЬНОЕ ОБУЧЕНИЕ И ПРОВЕРКА ЗНАНИЙ РАБОЧИХ

4.1. В отдельных отраслях, связанных с работами, к которым предъявляются дополнительные (повышенные) требования безопасности труда, проходят дополнительное специальное обучение безопасности труда с учетом этих требований.

4.2. Перечень работ и профессий, по которым проводят обучение, а также порядок, форму, периодичность и продолжительность обучения устанавливают с учетом отраслевой нормативно-технической документации руководители предприятий по согласованию с профсоюзным комитетом, исходя из характера профессии, вида работ, специфики производства и условий труда.

4.3. Обучение осуществляют по программам, разработанным с учетом отраслевых типовых программ и утвержденным руководителем (главным инженером) предприятия по согласованию с отделом (бюро, инженером) охраны труда и профсоюзным комитетом.

4.4. После обучения экзаменационная комиссия проводит проверку теоретических знаний и практических навыков.

Результаты проверки знаний оформляют протоколом (приложение 1) и фиксируют в личной карточке прохождения обучения, если она применяется (приложение 2).

Рабочему, успешно прошедшему проверку знаний, выдают удостоверение на право самостоятельной работы.

4.5. Рабочие, связанные с выполнением работ или обслуживанием объектов (установок, оборудования) повышенной опасности, а также объектов, подконтрольных органам государственного надзора, должны проходить периодическую проверку знаний по безопасности труда в сроки, установленные соответствующими правилами.

Перечень профессий рабочих, работа по которым требует прохождения проверки знаний, и состав экзаменационной комиссии утверждает руководитель (главный инженер) предприятия, учебного заведения по согласованию с профсоюзным комитетом.

Проведение проверки знаний рабочих по безопасности труда оформляют протоколом.

4.6. При получении рабочим неудовлетворительной оценки повторную проверку знаний назначают не позднее одного месяца. До повторной проверки он к самостоятельной работе не допускается.

4.7. Перед очередной проверкой знаний на предприятиях организуют занятия, лекции, семинары, консультации по вопросам охраны труда.

4.8. Все рабочие, имеющие перерыв в работе по данному виду работ, должности, профессии более трех лет, а при работе с повышенной опасностью - более одного года, должны пройти обучение по безопасности труда до начала самостоятельной работы.

ОБУЧЕНИЕ И ПРОВЕРКА ЗНАНИЙ РУКОВОДИТЕЛЕЙ И СПЕЦИАЛИСТОВ

5.1. Руководители и специалисты народного хозяйства, вновь поступившие на предприятие (кооператив), должны пройти вводный инструктаж.

5.2. Вновь поступивший на работу руководитель и специалист, кроме вводного инструктажа, должен быть ознакомлен вышестоящим должностным лицом:

с состоянием условий труда и производственной обстановкой на вверенном ему объекте, участке;

с состоянием средств защиты рабочих от воздействия опасных и вредных производственных факторов;

с производственным травматизмом и профзаболеваемостью;

с необходимыми мероприятиями по улучшению условий и охране труда, а также с руководящими материалами и должностными обязанностями по охране труда.

Не позднее одного месяца со дня вступления в должность они проходят проверку знаний. Результаты проверки оформляют протоколом.

5.3. Руководители и специалисты предприятий, учебных заведений, связанные с организацией и проведением работы непосредственно на производственных участках, а также осуществляющие контроль и технический надзор, подвергаются периодической проверке знаний по безопасности труда не реже одного раза в три года, если эти сроки не противоречат установленным специальными правилами требованиям.

Руководители предприятий, учебных заведений (директора, главные инженеры и их заместители), главные специалисты, а также работники отдела (бюро, инженер) охраны труда проходят периодическую проверку знаний в порядке, установленном вышестоящей организацией.

Проверку знаний у руководителей и специалистов кооперативов, арендных коллективов, малых и других самостоятельных предприятий проводят в комиссиях, организуемых областными (городскими) комитетами отраслевых профсоюзов.

5.4. Перед очередной проверкой знаний руководителей и специалистов организуют семинары, лекции, беседы, консультации по вопросам охраны труда в соответствии с программами, разработанными на предприятии, в учебном заведении, и утвержденными его руководителем (главным инженером).

5.5. Для проверки знаний руководителей и специалистов приказом по предприятию, учебному заведению по согласованию с профсоюзным комитетом создают постоянно действующие экзаменационные комиссии.

5.6. В состав комиссий включают работников отделов (бюро, инженера) охраны труда, главных специалистов (механик, энергетик, технолог), представителей профсоюзного комитета. Для участия в работе комиссий в необходимых случаях приглашают представителей органов государственного надзора, технической инспекции труда.

Конкретный состав, порядок и форму работы экзаменационных комиссий определяют руководители предприятий, учебных заведений.

5.7. В работе комиссии принимают участие лица, прошедшие проверку знаний.

5.8. Результаты проверки знаний руководителей и специалистов оформляют протоколом (приложение 1).

5.9. Работники, получившие неудовлетворительную оценку, в срок не более одного месяца должны повторно пройти проверку знаний в комиссии.

5.10. Внеочередную проверку знаний руководителей и специалистов проводят:

1) при вводе в действие новых или переработанных нормативных документов по охране труда;

2) при вводе в эксплуатацию нового оборудования или внедрении новых технологических процессов;

3) при переводе работника на другие место работы или назначении его на другую должность, требующую дополнительных знаний по охране труда;

4) по требованию органов государственного надзора, технической инспекции труда профсоюзов, вышестоящих хозяйственных органов.

Билет №3
1)
2) В зависимости от условии, в которых находится скважина, и от характера самой пробки применяют различные способы ликвидации песчаных пробок: основными являются чистка пробки при помощи желонки и промывка скважины путем закачки в нее жидкости ( воды, глинистого раствора или нефти)
Очистка скважин от песчаных пробок аэрированной жидкостью, пенами и сжатым воздухом. Этот способ применяют в скважинах с небольшим столбом жидкости и при наличии на забоях рыхлых (неуплотненных) пробок. Для герметизации устья используют сальник (см. рис. IV.2). В качестве рабочего агента применяют аэрированную жидкость, пены, сжатый воздух.
Преимущества такого способа очистки скважин от песчаных пробок;
1) исключение или значительное сокращение поглощения промывочной жидкости пластом;
2) ускорение процесса ввода скважины в эксплуатацию после очистки от пробки;
3) возможность очистки части колонны ниже отверстий фильтра (зумпфа), что обеспечивает создание свободного кармана для накопления песка в период последующей эксплуатации скважины, а это в свою очередь способствует удлинению межремонтного периода ее работы.
Промывка аэрированной жидкостью с добавками ПАВ. Этот способ применяют в скважинах с низким пластовым давлением, эксплуатация которых осложнена частыми пробкообразованиями, а ликвидация пробок связана с поглощением пластом промывочной жидкости, т. е. с ухудшением проницаемости призабойной зоны. В таких скважинах для размыва пробки, уменьшения плотности промывочной жидкости и снижения гидростатического давления на забой, а следовательно, для уменьшения поглощения пластом промывочной жидкости применяют аэрированную жидкость (водовоздушную смесь) с добавкой ПАВ.
Прямая промывка скважины от песчаной пробки— процесс удаления из нее песка путем нагнетания промывочной жидкости внутрь спущенных труб и выноса размытой, породы жидкостью через затрубное (кольцевое) пространство.
Для повышения эффективности разрыхления пробок на конец колонны НКТ навинчивают различные приспособления — короткие патрубки, называемые мундштуками: а) со срезанным косо концом (тип пера); б) с закругленным концом (тип карандаша) с проходным сечением от 12 до 37 мм; в) с фрезером на конце; г) с комбинированным фрезером-карандашом.
Различают прямую промывку обычную и скоростную.
Скоростная прямая промывка (рис. IV. 1) отличается от обычной тем, что в период наращивания промывочных. труб процесс промывки не прекращается; это исключает оседание размытого песка и прихват промывочных труб.
Обратная промывка скважин от песчаных пробок— процесс удаления песка из скважин с нагнетанием промывочной жидкости в затрубное (кольцевое) пространство и направлением восходящего потока жидкости через промывочные трубы. Благодаря меньшему сечению в них создаются большие скорости восходящего потока, что обеспечивает лучший-вынос песка. 
3)  на рабочем месте:1)первичный;2)повторный;3) внеплановый;4)целевой.    
Первичный инструктаж на рабочем месте проводит руководитель органа (структурного подразделения) мэрии по «Программе инструктажа по охране труда на рабочем месте». На период временного своего отсутствия руководитель назначает работника ответственного за проведение инструктажей.
Первичный инструктаж на рабочем месте проводится до начала производственной деятельности со следующими работниками:
с вновь принятыми на работу в мэрию работниками;
с командированными, временными работниками, а также с работниками, выполняющими новую для них работу;
со студентами, прибывшими на практику в мэрию.
О проведении первичного инструктажа на рабочем месте инструктирующий делает запись в «Журнале регистрации инструктажа по охране труда на рабочем месте» с отметкой «Первичный» с обязательной подписью инструктируемого и инструктирующего.
Повторный инструктаж на рабочем месте проводит руководитель органа (структурного подразделения) мэрии по «Программе инструктажа по охране труда на рабочем месте» и инструкциям по профессиям и видам выполняемых работ.
Повторный инструктаж на рабочем месте проводится со всеми работниками мэрии, за исключением лиц, освобожденных от первичного инструктажа, в сроки, установленные распоряжением мэра.
О проведении повторного инструктажа на рабочем месте инструктирующий делает запись в «Журнале регистрации инструктажа на рабочем месте» с отметкой «Повторный» с обязательной подписью инструктируемого и инструктирующего.
Целевой инструктаж на рабочем месте проводится при выполнении разовых работ, не связанных с прямыми должностными обязанностями по специальности (погрузка, разгрузка, уборка и т.п.); ликвидация последствий аварий, стихийных бедствий, работ, требующих оформления наряда-допуска, разрешений и прочие документы. Целевой инструктаж проводит непосредственный руководитель работ.

 

Внеплановый инструктаж
Внеплановый инструктаж проводится:
- при введении в действие новых или изменении законодательных и иных нормативных правовых актов, содержащих требования охраны труда, а также инструкций по охране труда; при изменении технологических процессов, замене или модернизации оборудования, приспособлений, инструмента и других факторов, влияющих на безопасность труда; при нарушении работниками требований охраны труда, если эти нарушения создали реальную угрозу наступления тяжких последствий (несчастный случай на производстве, авария и т. п.);
- по требованию должностных лиц органов государственного надзора и контроля;
- при перерывах в работе (для работ с вредными и (или) опасными условиями - более 30 календарных дней, а для остальных работ - более двух месяцев);
- по решению работодателя (или уполномоченного им лица).
4)
Федеральный государственный надзор за соблюдением трудового законодательства и иных нормативных правовых актов, содержащих нормы трудового права, осуществляется федеральной инспекцией труда в порядке, установленном Правительством Российской Федерации.
Государственный контроль (надзор) за соблюдением требований по безопасному ведению работ в отдельных сферах деятельности осуществляется в соответствии с законодательством Российской Федерации уполномоченными федеральными органами исполнительной власти. 
Статья 353.1. Ведомственный контроль за соблюдением трудового законодательства и иных нормативных правовых актов, содержащих нормы трудового права 
(введена Федеральным законом от 18.07.2011 N 242-ФЗ) 
Ведомственный контроль за соблюдением трудового законодательства и иных нормативных правовых актов, содержащих нормы трудового права, в подведомственных организациях осуществляется федеральными органами исполнительной власти, органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации, органами местного самоуправления в порядке и на условиях, определяемых законами Российской Федерации и законами субъектов Российской Федерации. 
Статья 354. Федеральная инспекция труда 
Федеральная инспекция труда - единая централизованная система, состоящая из федерального органаисполнительной власти, уполномоченного на проведение федерального государственного надзора за соблюдением трудового законодательства и иных нормативных правовых актов, содержащих нормы трудового права, и его территориальных органов (государственных инспекций труда).
5) В первую очередь, не паниковать и не суетиться. Далее, следует немедленно прекратить воздействие на пострадавшего электрического тока: выдернуть вилку из розетки, отбросить оголенный провод и т.п. Будьте очень осторожны, помните: пока напряжение не снято, вы тоже подвергаетесь опасности  при прикосновении к пострадавшему. Воспользуйтесь изолирующим материалом: сухими резиновыми перчатками и сапогами, чтобы оттащить человека в сторону,  или сухой деревянной палкой, чтобы отшвырнуть оголенный провод. В некоторых случаях пострадавшего легче оттащить за одежду. Но тут тоже есть нюанс. Его одежда должна быть абсолютно сухой, а тащить пострадавшего можно только одной рукой. Чтобы случайно не коснуться пострадавшего или оголенных проводов, вторую руку лучше убрать за спину или вообще сунуть в карман.
После того, как вы обесточили пострадавшего, начинайте оказывать ему первую помощь. Оцените состояние пострадавшего. Если тяжелых повреждений с потерей сознания нет, пострадавшего следует тепло укрыть, дать ему успокаивающее и обезболивающее средства (25-30 капель настойки валерианы или корвалола, 0,5 г анальгина), теплый чай.
Но если у пострадавшего отсутствует реакция зрачков на свет и пульс на сонной артерии, то следует быстро нанести ему прекардиальный удар. Дальше вы уже знаете. Если оживление не произошло, начинайте непрямой массаж сердца и искусственную вентиляцию легких. Реанимационные мероприятия продолжают до появления признаков жизни или до трупного окоченения.

Билет №11

1.Освоение скважин, вывод их на заданный режим.
 Освоение скважины или вызов притока из пласта в скважину возможен в том случае, если Р пласта > Р забоя, т.е. > Р гидростатического столба жидкости. Чтобы вызвать приток жидкости и газа нужно снизить давление столба жидкости на забое.
Это достигают:
а) уменьшением плотности жидкости на меньший, т.е. замена бурового раствора после бурения более легкой жидкостью водой или нефтью.
б) снижением уровня жидкости в скважине свабированием – путем спуска в НКТ и подъема на канате спец. поршня-сваба, имеющего клапан, который открывается при спуске и пропускает ч/з себя жидкость, занимает объем над поршнем. При подъеме поршня клапан закрывается и ж-ть над поршнем выносится на поверхность.
в) откачка ж-ти желонкой – цилиндрическим сосудом с клапаном внизу. Желонка спуск-ся на стальном канате, при этом клапан откр-ся и ж-ть поступает в желонку. При подъеме клапан закр-ся и ж-ть вылив-ся на поверхность. Уровень в скважине снижается, что может вызвать приток нефти из пласта в скважину.
г) имплозия – в скважину спуск-т сосуд, заполненный воздухом под давлением, мгновенно сообщают этот сосуд со стволом скважины, освободившийся воздух переме6щается из зоны высокого Р в зону низкого Р, увлекая за собой ж-ть, создавая пониженное Р на пласт.

2. Замер дебита скважин на автоматизированной групповой замерной установке.
Продукция скважин по выкидным линиям поступает в ПСМ. В переключатели ПСМ продукция 1 скв. через замерный сепаратор, где газ отделяется от жидкости. Газ по патрубку проходит через кран регулятор уровня, на газовой линии, смешивается с замеренной жидкостью и по трубопроводу поступает в сборный коллектор. Жидкость с верхней емкости поступает в нижнюю емкость и накапливается в ней. По мере повышения уровня нефти поплавок поднимается и по достижении верхнего заданного уровня закрывает GCV на газовой линии. Давление в сепараторе повышается и жидкость из сепаратора начинает вытесняться через счетчик ТОР-1. При достижении жидкостью нижнего уровня поплавок открывает газовую линию, давление в сепараторе падает и начинается повторный цикл накопления жидкости. Измеренный дебит скважины (в м3) фиксируется электромагнитным счетчиком блока управления. Сигнал на этот блок поступает от ТОР-1. Переключение скважины на замер осуществляется блоком управления периодический. Длительность замера определяется установкой реле времени.

3. Приборы контроля давления и температуры в скважинах, аппаратах и трубопроводах
 Температура зависит от глубины скважины и от географического района ее расположения. Так, в Башкирии и Татарии температура на забое скважин (на глубине до 2000 м) составляет 40°С, в районах Азербайджана, Грозного на глубине 3000 — 4000 м 150 - 170°С. Для измерения глубинных температур необходимы скважинные термометры с пределом измерения 60, 100, 150,200,250 ос.
По принципу действия термометры делятся на дистанционные и с местной регистрацией.
Термометры с местной регистрацией фиксируют температуру на глубине спуска на специальном бланке, расшифровку которого можно произвести лишь после подъема термометра из скважины. А поскольку термометр спускается со скважинным оборудованием, то и подъем его производят вместе с ним, т.е. через сотни дней работы в скважине. Это не удобно, так как информация необходима сразу. Поэтому получили применение дистанционные термометры, передающие информацию по кабелю. На рис. 9.6 изображен скважинный биметаллический термометр, который состоит из спиральной термобиметаллической пластины, связанной с пером, записывающим изменение угла раскручивания пластины в зависимости от температуры на вращающейся каретке. Приводом каретки является часовой механизм. Устьевое оборудование скважин оснащается трубчатопружинными показывающими манометрами , состоящими из согнутой по кругу полой трубки эллиптического сечения , связанной одним концом с держателем, вторым (заглушенным) — через шарнирный механизм со стрелкой.

Приборы контроля давления в скважинах, аппаратах и трубопроводах.
Для измерения Р в затрубном пространстве и на устье скважин, в аппаратах установок подготовки нефти и газа широко применяются пружинные трубчатые манометры.
В зависимости от назначения пружиннные манометры делятся на образцовые, контрольные и технические. Манометры по точности измерения подразделяются на образцовые (погрешность 0,2 -0,33%), контрольные ( +1,0%), технические.
Образцовые кл.точ.-0,25-0,35 – предназначены для контроля контрольных и тех-х манометров.
Контр-е маном-ры – для проверки рабочих тех. манометров на месте их установки. Тех. манометры кл.точ. 2,5 до 25 атм, выше 25 атм – 1,5. Уст-ся непосредственно на аппаратах и трубопроводах. Служат для измерения Р.
Для подачи сигнала на пульт или отключающее устройство при достижении предельного значения измеряемой величины применяют контактные манометры. Они снабжены двумя электрическими контактами (один — на шкале, второй — па стрелке), которые, замыкаясь, подают сигнал. Скважинные манометры представлены группой геликсных, пружинно-поршневых, пневматических, деформационных и компенсационных.
Геликсные манометры в качестве первичного датчика имеют пружину (геликс), одним концом соединенную через капилляр с сильфоном, другим — со стрелкой. Последняя производит запись давления во времени на диаграммном бланке, укрепленном на вращающемся часовом механизме цилиндре-каретке. Все узлы манометра помещены в металлический корпус, сообщающийся со скважиной через отверстие и спускаемый на стальной проволоке. В нижней части корпуса размещен ртутный термометр. Описанный манометр относится к типу МГН-2 (рис. 9.4), который имеет следующую характеристику:
пределы измерения: 10, 16, 40, 60, 80, 100 МПа; погрешность 0,26 и 0,5%; верхний предел измерения температуры 160°С, наружный диаметр 32 - 36 мм, длина 1500- 1800 мм, масса 10 кг.

4. ТБ при работе в колодцах.
Для работ в колодцах только при наличии наряда-допуска, Н-Д составляется в 2-х экземплярах. Один экземпляр остается у ответственного лица на проведение работ, другой у нас или ведущего инженера цеха. К наряд – допуску в необходимых случаях прилагается схема обвязки в колодце. Для проведения работ внутри колодца назначается ответственное лицо из числа ИТР. При проведении работ следует соблюдать периодичность анализов воздушной среды, обеспечить состав бригады средствами защиты, спасательными снаряжениями. Все работники обеспечиваются специальной одеждой, обувью, индивидуальными средствами защиты. Дублер и наблюдающий должны иметь такие же средства защиты, 15 работы , 15 мин. отдыха.

5. Оказание первой помощи.
При ушибе не всегда удается сразу установить характер повреждения. Во всех сомнительных случаях повреждение следует считать тяжелым.
Пострадавшего перенесите в помещение, осторожно уложите и разденьте. Если у него нет других повреждений, то ушибленное место точно забинтуйте и приложите холод, чтобы предотвратить развитие внутренних кровоизлияний!
При ушибах живота наступает сильная боль, обморок. Больному необходим полный покой до прибытия врача.
При потере сознания обеспечьте пострадавшему приток свежего воздуха; уложите его так, чтобы ноги были выше головы. Рекомендуется обрызгивать лицо и грудь пострадавшего холодной водой ( но не изо рта).
Если пострадавший без сознания, то давайте ему пить, чтобы не вызвать рвоты. Не прикладывайте к голове холод. Холод усилит малокровие и состояние ухудшится. Если вы правильно окажите помощь, сознание вернется через несколько минут.
При вывихе конечности главное обеспечить неподвижность. Для этого в комплекте первой помощи возьмите специальные шины, если их нет, можно использовать палки, доски и т.п.
Не вправляйте сами и не растягивайте поврежденную конечность; приложите к ней вышеназванные средства, и хорошо прибинтуйте. При этом удерживающие средства обязательно должны захватывать ближайшие суставы выше и ниже места повреждения. Вывихи характеризуются болью, неестественной формой конечности, припухлостью.

Билет №12
 
1. Конструкция скважины и оборудование их забоя.
Конструкция забоя: 1) направление предназначено для предохранения устья от размыва и для направления циркулирующей жидкости в желоба; 2) кондуктор – затрубное пространство кондуктора цементируют, при помощи кондуктора изолируют неустойчивые верхние породы, осложняющие процесс бурения; 3) эксплуатационная колонна – для подъема нефти и газа от забоя к устью скважины и для нагнетания воды в продуктивный пласт.
Конструкция забоя определяется характеристикой породы. Если продуктивный пласт сложен твердыми породами забой делают открытым. Эксплуатационная колонна спускается до кровли пласта. Если продуктивный пласт сложен рыхлыми породами то ниже эксплуатационной колонны спускают хвостовик фильтр.
Перфорированный забой – пробуривают до подошвы продуктивного пласта. Скважина с перфорированным забоем составляют более 90 %, общего фонда. Забой со сменным фильтром- в продуктивный пласт спускается фильтр. Он должен быть меньше диаметра эксплуатационной колонны. У нас этот способ не применяется.

2.Приборы для измерения уровня жидкости в скважине, принцип действия, устройство.
 Эхолот — это прибор для определения расстояний от места его установки до границы какой-либо другой среды. Принцип действия эхолота основан на определении времени движения звуковой волны от прибора до границы другой среды и обратно. Если скорость движения волны V известна, то, умножив скорость на время t, получим путь S, пройденный волной, или искомое нами расстояние.
S=V*t
Устройство состоит их двух основных элементов: генератора и регистратора. Генератор создает звуковую волну в затрубном пространстве. Регистратор усиливает электрические импульсы и передает их на лентопротяжный механизм для записи.
Для преобразования акустического импульса в электрический имеется термофон в виде вольфрамовой нити диаметром 0,03 мм и длиной около 40 мм.
Вольфрамовая нить нагревается постоянным электрическим током до температуры примерно 100°С от двух батареек напряжением 3,7В. Звуковой импульс создается путем выстрела порохового заряда бездымного пороха в затрубное пространство. При этом колебание газа приводит к некоторому охлаждению вольфрамовой нити термофона, сопротивление которой зависит от ее температуры.
С понижением температуры электрическое сопротивление нити термофона уменьшается — это приводит к увеличению силы тока, проходящего через эту нить.
Импульс повышенного тока передается на специальное устройство — усилитель. С помощью самописца этот импульс записывается пером на бумажной ленте.
Усилитель и электромотор для привода в движение ролика с бумажной лентой питаются от электросети переменного тока напряжением — 220 В.

При волнометрировании скважины применяются эхолоты, у которых вместо пороховой хлопушки имеется, так называемый, генератор упругих волн – импульсатор.
Назначение последнего – создание звуковой упругой волны в затрубном пространстве с помощью специального газового затвора. Упругая волна создается путем кратковременного стравливания газа из затрубного пространства в атмосферу через отверстия в импульсаторе.
В условиях многих нефтяных промыслов давление в затрубном пространстве скважин достигает 5.0 – 6.0 МПа. Для исследования таких скважин эхолотами приходилось выпускать газ из затрубного пространства, так как пороховая хлопушка не приспособлена на высокое давление. Кроме того, выстреливать в такую скважину пороховым зарядом опасно. Выпуск газа из затрубного пространства приводит к нарушению установившегося режима работы и к образованию пены в затрубном пространстве. При наличии пены нельзя правильно определить коэффициент продуктивности, ,так как плотность смеси в затрубном пространстве меняется в широких пределах. Для таких условий хорошо зарекомендовал себя генератор упругих волн, создаваемых резким перепуском газа из затрубного пространства в атмосферу.
При этом методе устройство подключается к электросети, как обычно. Импульсатор присоединяется к затрубному пространству с помощью фланца или муфты на резьбе после задвижки или вентиля, установленного на затрубном пространстве.
Кратковременное открытие газового затвора импульсатора создает в затрубном пространстве упругую волну сжатого газа, которая и записывается регистратором.

3.Факторы, влияющие на работу штангового глубинного насоса.
Газ- уменьшает производительность насоса. Для предотвращения влияния газа устанавливают ниже приема насоса газовые якоря, с помощью них часть свободного газа отводится в скважину. Удлиняют ход плунжера насоса в скважине. Отсасывают с помощью компрессора газ из затрубного пространства и нагнетают его в газосборную сеть.
Песок или мех. примеси – заклинивает плунжер насоса следовательно происходит обрыв штанг.
Отложение парафина и солей – уменьшается дебит увеличивается нагрузка на штанги может произойти обрыв.
Эмульсия – ухудшается подача насоса или может вообще прекращаться .


4.ШГН – увеличение длины хода, числа качаний, замена типоразмеров насоса.
ЭЦН – замена типоразмеров насоса, установка штуцера.
 
5. Основные средства защиты человека от поражения электрического тока при напряжении до 1000 в.
1) Инструменты с изолированной ручкой (кусачки, отвертка).
2) Диэлектрические перчатки.
3) Указатели напряжения
Дополнительные средства: коврики , боты, галоши, подставки.
Выше 1000 в.
Основные средства : изолирующие штанги.
Дополнительные перчатки, инструменты.




Билет № 13.
 
  
 
2. Освоение скважины или вызов притока из пласта в скважину возможен в том случае, если Р пласта > Р забоя, т.е. > Р гидростатического столба жидкости. Чтобы вызвать приток жидкости и газа нужно снизить давление столба жидкости на забое.
Это достигают:
а) уменьшением плотности жидкости на меньший, т.е. замена бурового раствора после бурения более легкой жидкостью водой или нефтью.
б) снижением уровня жидкости в скважине свабированием – путем спуска в НКТ и подъема на канате спец. поршня-сваба, имеющего клапан, который открывается при спуске и пропускает ч/з себя жидкость, занимает объем над поршнем. При подъеме поршня клапан закрывается и ж-ть над поршнем выносится на поверхность.
в) откачка ж-ти желонкой – цилиндрическим сосудом с клапаном внизу. Желонка спуск-ся на стальном канате, при этом клапан откр-ся и ж-ть поступает в желонку. При подъеме клапан закр-ся и ж-ть вылив-ся на поверхность. Уровень в скважине снижается, что может вызвать приток нефти из пласта в скважину.
г) имплозия – в скважину спуск-т сосуд, заполненный воздухом под давлением, мгновенно сообщают этот сосуд со стволом скважины, освободившийся воздух переме6щается из зоны высокого Р в зону низкого Р, увлекая за собой ж-ть, создавая пониженное Р на пласт.

3. Насосы для перекачки нефти.
На нефтяных месторождениях для перекачки нефти и нефтяных эмульсий применяются штанговый и бесштанговый насосы. К бесштанговым насосам относятся гидравлические (поршневые и струйные), электронасосы ( УЭЦН, УЭДН, УЭВН). К штанговым насосам относятся плунжерные насосы и винтовые.

4. Меры безопасности при работе с деэмульгатором. – кроме спец. одежды необходимо обязательно иметь защитные очки и прорезиненные фартук. Слив/налив производить только насосом. При необходимости использовать противогаз, особенно в летнее время – сильное испарение, марка противогаза А или БКФ, знать физические и химические свойства деэмульгаторов.

5. Оказание первой помощи при химических ожогах.
Химические ожоги могут быть вызваны попаданием на кожу кислоты, щелочей, и других агрессивных веществ.
Обожженное место промыть большим количеством пресной воды, проточной 15-20 мин. После этого на обожженное место наложить примочку. При ожогах щелочью примочка из слабого раствора уксуса или борной кислоты ( 1 ч.л. на 1 ст. воды) Полезно пить молоко и яичные белки.

Билет № 14.

1. Подземное и наземное оборудование фонтанных скважин.

Подземное оборудование включает в себя НКТ, якорь, пакер, клапаны, муфты. Вообщем все оборудование, находящееся ниже фланца обсадной колонны.

Наземное оборудование : устьевая арматура, штуцеры, рабочие манифольды, клапаны, задвижки.

Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки. Трубная головка служит для подвески фонтанных труб, герметизации устья. Фонтанная елка бывает с 2-мя или 3-мя выходами. Фонтанная арматура также бывает крестовой и тройниковой. Крестовая арматура меньше по габаритам и по высоте следовательно более удобная для обслуживания. В тройниковой арматуре все выкидные линии направлены в одну сторону, это удобно для обвязки.

Запорные устройства 2-х типов в виде задвижек или крана. На арматуре имеется 2 манометра – на буфере и на отводе крестовины трубчатой головки.

2. Методы увеличения проницаемости призабойной зоны пласта.

Для увеличения проницаемости пласта призабойной зоны применяют механические, химические и физические методы.

1)     Химическая обработка – воздействие на пласт призабойной зоны кислотами, ПАВ, химическими реагентами.

2)      Кислотная обработка – осуществляется соляной, плавиковой, уксусной кислотой. Соляная кислота 8-15% концентрации растворяют известняки, доломиты. CaCO₃+2HCl = CaCl₂+H₂O+CO₂

3)     Термокислотная обработка.

CaMg(CO₃)₂+HCl = CaCl₂+MgCl₂+H₂O+CO₂

Полученный в ходе реакции CaCl₂ и MgCl₂ – хорошо растворяются в воде и легко удаляются вместе с продукцией скважины, образуя новые пустоты. Плавиковая кислота HF в смеси с соляной кислотой – для воздействия на песчаники, а также для удаления глинистого раствора попавшего в поры пласта во время бурения и .

4) Гидроразрыв пласта-создание искусственной трещины.
ГРП производится путем закачки нефти или воды под давлением. Чтобы предотвратить закрытие создавшейся трещины в жидкость добавляют песок, стеклянные или пластиковые шарики. Применение ГРП дает наибольший эффект при низкой проницаемости пласта, и призабойной зоны, и позволяет увеличить дебит нефтяных скважин.
5) Термогазохимическое воздействие (ТГХВ) на призабойную зону пласта. Для этого на забой скважины спускают взрывчатое вещество и подрывают его. При взрыве образуется мощная ударная волна которая проходит через скважинную жидкость достигает стено э/к, наносит сильный удар и вызывает растрескивание отложений солей и парафина, также при взрыве пороховых зарядов, которые расторяются смолы.

3. Счетчики количества жидкости «РИНГ», назначение, устройство, принцип работы.
Предназначены для измерения объема жидкости и газожидкостной смеси.
1.3.1 Счетчик (см. рисунок 1) состоит из преобразователя и вычислителя 3. Преобразователь 1 соединен с вычислителем 3 кабелем 2).
Преобразователь (см. рисунок 2) состоит из герметичного корпуса 1, блока измерительного 2, крышки корпуса 3, датчика импульсов 4, хомутов для крепления крышки З к корпусу 6, установочного штифта 7, колец уплотнительных 8 и 10, винтов 11.
Корпус преобразователя представляет собой герметичную ёмкость с патрубками для входа и выхода жидкости. Внутри корпус разделен перегородкой так, что измеряемая жидкость из трубопровода попадает в блок измерительный. Затем измеренная жидкость поступает в участок трубопровода за счетчиком. Перегородка предназначена для установки на ней блока измерительного. На перегородке имеется специальное место 9 под установочный штифт для правильной установки блока измерительного 2. На корпусе преобразователя предусмотрен штуцер 12. Счетчик может комплектоваться датчиком давления. .В таком случае датчик давления устанавливается в штуцер 12. В противном случае штуцер 12 заглушен пробкой. Преобразователь устанавливается в трубопровод посредством патрубков дал входа и выхода жидкости. Монтаж трубопровода осуществляется с помощью комплекта монтажных частей, которые входят в комплект поставки. В крышке 3 корпуса смонтирован датчик импульсов 4 (описание см. пункт 1.3.3). Соединение крышки 3 с корпусом 1 осуществляется посредством хомутов 6. Герметичность соединения обеспечивает уплотнительное резиновое кольцо 8. Штифт 7 служит для правильной установки крышки 3.
Преобразователь счётчика исполнения с буквой “К” (см. рисунок З) включает предохранительный клапан 14. Клапан размещен в специальном корпусе
13.
1.3.2 Блок измерительный (БИ) (см. рисунок 4) состоит из герметичного
корпуса 1, кольца прижимного 2, крышки 3, магнита 4, перегородки 5, поршня кольцевого 6. Внутренний объём корпуса блока измерительного разделён на две не сообщающиеся между собой части перегородкой, кольцевым поршнем и центральным стаканом. В верхней части кольцевого поршня 6 имеется магнит 4. Магнит 4 предназначен для выработки сигналов о движении поршня.
1.3.3 Датчик импульсов (см. рисунок 5) состоит из корпуса датчика 1,
приваренного к крышке преобразователя 2, датчика Холла 3, установленного в кармане датчика и соединенного с печатной платой 4. Корпус датчика закрыт крышкой 5 с кабельным вводом, состоящим из колец уплотнительных 6 и штуцера 8 с контргайкой 7. Крышка крепится четырьмя специальными болтами 9.
1.3.4 Преобразователь работает следующим образом. Жидкость поступает через входной патрубок в корпусе в БИ. Под действием жидкости поршень совершает сложное периодическое движение: качение по внутренней поверхности БИ и скольжение вдоль перегородки. В результате каждого периода кольцевой поршень вытесняет в трубопровод через выходной патрубок в корпусе нормированный объем жидкости. Нормированный объем для каждого счетчика определяется по результатам градуировки. Значение нормированного объема вносится в вычислитель и используется при вычислении накопленного объёма. Преобразование числа оборотов кольцевого поршня в электрические импульсы осуществляется с помощью магнитоуправляемого датчика.
В случае заклинивания поршня, вследствие каких-либо причин (замерзание жидкости в преобразователе, попадание твёрдых частиц и др.) для предотвращения аварийной ситуации в счётчиках исполнения с индексом “К” предусмотрен предохранительный клапан. Клапан открывается при возникновении перепада давлений на счётчике выше величины, указанной в п. 1.2.4. Тогда жидкость движется непосредственно в выходной патрубок корпуса, минуя БИ. Если заклинивание было вызвано замерзанием БИ, то поток жидкости через счётчик обеспечивает нагрев измерительного блока до температуры рабочей среды и его последующее разблокирование — счётчик включится в работу самостоятельно.
1.3.5 Вычислитель предназначен для обработки сигналов поступающих от преобразователя, вычисления накопленного объема в выдачи нормированного сигнала о накопленном объеме в систему телемеханики. Значение накопленного объема отображается на цифровом индикаторе вычислителя.

4. Действия оператора при порыве нефтепровода.
1) Остановить скважину. Закрыть секущие задвижки. Стравливать давление на нефтепроводе.
2) Отметить –оградить место утечки.
3) Сделать обваловку ( при наличии техники) или приямок (лопатой).
4) Сообщить диспетчеру цеха.
Если порыв произошел на напорном нефтепроводе, то в 1-ю очередь сообщить мастеру или диспетчеру цеха.

5. Оказание первой помощи при термических ожогах.
Термический ожог 1-й степени характеризуется покраснением, припухлостью. Можно смазать рыбьим жиром, несоленым сливочным маслом или припудрить содой, тальком, наложить содовый компрессор.
2-я степень характеризуется появлением пузырей на покрасневшей коже. Место ожога сочить чистым спиртом или наложить сухую стерильную повязку. При сильных ожогах помощь должен оказывать врач. При тяжелых ожогах не касаться обожженного места, ни чем не смазывать, можно наложить стерильную повязку и отправить в мед. учреждение.

Билет №15
 
1. Установка электроцентробежного насоса включает в себя подземное и наземное оборудование.
Наземное: устьевая арматура, для направления жидкости и герметизации устья, трансформатор для регулирования величины U, погружным двигателем осуществляется запуск, контроль управления работы УЭЦН, подаваемостью с ПЭД, подвесной ролик – для подвески и направления кабеля в скважину.
Подземное оборудование: электроцентробежный насос, погружной электродвигатель –привод насоса, НКТ – является каналом по которому жидкость поступает от насоса на поверхность, кабель КРБК.
Преимущества: простота обслуживания, высокая производительность, большой МРП, хорошо работает в наклонных скважинах.
Недостаток: высокая стоимость , нужна хорошая ремонтная база.

2. Станки качалки, назначение, разновидности, основные элементы.
Станок –качалка служит для передачи возвратно-поступательного движения колонне насосных штанг, и плунжеру насоса. Тип станка-качалки выбирают в зависимости от глубины скважины и предполагаемого дебита. СК монтируется на раме и состоит из следующих элементов: рама – для установки всего оборудования скв. В раме имеются отверстия для крепления к фундаменту. Стойка – опора для балансира с головкой. Балансир – для передачи возвратно – поступательного движения колонне штанг. Опора балансира – при помощи болтов соединяется с балансиром. Траверса – связующее звено между кривошипношатунным механизмом и балансиром. Шатун – с помощью верхней голови соединяется пальцем с траверсой, нижней – с кривошипом через палец. Кривошип – основной элемент криошипношатунного механизма , служит для преобразования вращательного движения вала редуктора в возвратно поступательное колонны штанг. Канатная подвеска – гибкое звено между колонной штанг и балансиром. Клиноременная передача – от двигателя с помощью ремней передает движение на шкив редуктора.
Разновидности : базовые модели, модифицированные, безбалансирные СКН 2, 3, 5,10 – всего 13 типоразмеров станков от 2т. до 20 тн. СКН-2 – станок качалка нормального ряда 2т на головку. СК-3, СК-4, СК-5, 7СК-8, СК-8, 7СК-12.

3. Тепловые методы борьбы с отложениями парафина.
Тепловые методы основаны на способности парафина плавиться при воздействии тепла и выноситься потоком жидкости.
1) подача в скв. теплоносителей – пара и жидкости;
2) помещение теплоисточника в ствол скважины или на забой –электронагреватели , химические термогенераторы.

4. Шланговые противогазы, назначение, комплектность, правила пользования.
Шланговые противогазы – ПШ-10 м длина шланга, ПШ-2 -20м с 2-мя головками – воздуходув.
Комплектность: шлем-маска, гофрированная трубка, штырь, фильтр, сигнальные и спасательные веревки, спасательный пояс.
Принцип действия состоит в том, что воздух для дыхания подеется в лицевую часть по шлангу из зоны с нормальным для человека газовым составом. ШП используется при выполнении работ внутри емкостей колодцев, траншей.
Состав: шлем-маска, с 2-мя гофрированными трубками, диска шланга 10 м и более и фильтрующей коробки. Комплект дается со спасательным поясом и спасательной веревкой, и штыри для крепления шланга к фильтру коробке в зоне чистого воздуха.
 
 
 
5. Первая помощь при поражении электрическим током.
Освобождая пострадавшего от действия электрического тока, надо принимать такие меры предосторожности, чтобы самому не оказаться под U.
отключить электроустановку и передать провода с помощью инструментов с изолированными ручками. Оттащить пострадавшего, пользуясь сухой одеждой, палкой, доской или каким-нибудь сухим предметом, не проводящим электрический ток. Для освобождения пострадавшего от токоведущих частей под высоким U (более 400В) пользоваться диэлектрическими перчатками, ботами, штангами или клещами. Если пострадавший находится на высоте , надо принять меры, чтобы он не упал с высоты. Если пострадавший может самостоятельно передвигаться отвести его в помещение для отдыха, дать пить воду и вызвать врача. Если пострадавший в бессознательном состоянии, немедленно вызвать врача, а до его прибытия больного от стесняющей одежды, привести его в сознание дать понюхать нашатырный спирт и сделать искусственное дыхание.

Билет №16
 
1.Основные элементы ШГН типа НГН и НГВ.
ШГН по конструкции делятся на 2 основные группы невставной и вставной.
Невставной – цилиндр,присоединенный к НКТ, плунжер спускают на штангах.
Вставной в скважину спускают в собранном виде на НКТ, цилиндр устанавливают в спец-ю замковую опору, спущенную в скв-ну на НКТ. Насос укрепляют в замковой опоре при помощи специального захватывающего приспособления. Насос имеет замковую опору и переводную муфту.

2.Осуществление вывода на режим работы электропогружных насосов производительностью до 500 м3/сут.
Необходимо знать типоразмер установки, тип электродвигателя (ПЭД) – номинальные напряжение и нагрузка, диаметр штуцера, глубину спуска установки, диаметр колонны и НКТ, удельный вес и объем жидкости глушения, предельно-допустимое давление на приеме насоса(40 атм)
Для запуска и освоения необходимо иметь два манометра и штуцер.
Первый запуск установка работает 1 час, в течение часа, каждые 15 минут замеряется динамический уровень, затем скважину останавливают. Через время, необходимое для восстановления уровня(примерно 1,5 часа), скважину вновь запускают. И так до тех пор, пока не установится постоянный рабочий динамический уровень. Разница по давлению на манометрах должна быть не менее 3 атм.

3. Обход нефтепроводов, их периодичность, проведение ремонта нефтепроводов, критерии вывода нефтепроводов в ремонт.
При эксплуатации промысловых трубопроводов одной из основных обязанностей обслуживающего персонала является наблюдение за состоянием трассы трубопроводов и их деталей находящихся на поверхности земли.
Периодичность осмотра трубопровода путем обхода, объезда или облета устанавливается руководством НГДУ в зависимости от местных условий, сложности рельефа, трассы, времени года и срока эксплуатации в соответствие с графиком, утвержденным главным инженером.
Внеочередные осмотры проводятся после стихийных бедствий, в случае визуального обнаружения утечки нефти, газа и воды, обнаружения по показаниям манометров падения давления в трубопроводе, отсутствия баланса транспортируемого продукта.
Критерии вывода трубопровода в ремонт:
1) плановый ремонт – это ремонт, проводимый с целью профилактического осмотра, выявления и устранения отдельных нарушений в трубопроводе пока не заявивших о себе.
2) преждевременный ремонт
3) на 1км – 3 порыва.
 
4. Меры безопасности при обслуживании скважин оборудованных станками качалками.
При обходе скважин оператор обязан следить за исправностью обслуживаемого оборудования, устранить обнаруженные неисправности, а при невозможности устранить сообщить мастеру или диспетчеру. Опасным фактором при обслуживании скважины является наличие элетроэнергии.
Применение заземлений: электродвигатель соединяется к раме сваркой, эл. Двигатель болтовым соединением, СУ к раме сваркой, к СУ – болтовое соединение d=10 мм.
Все движущиеся механизмы ограждаются
1) перильчатые -1,5 м.
2) сетчатые – 1,8 м, размер ячейки 30Х30мм.
Если расстояние от движущихся частей больше 0,35 м устанавливается перильчатые ограждения. Если меньше 0,35 м устанавливаются сетчатые. Сплошные лоб. щитки – для шкивов и выступающих частей валов.

5. Воздействие на организм человека нефти и нефтепродуктов, помощь пострадавшему от отравления
Отравляющее воздействие.
При отравлении газом, следует немедленно вынести пострадавшего на свежий воздух и организовать подачу кислорода для дыхания. Если отсутствует кислород, то пострадавшего следует уложить, спустив голову и приподнятьв ноги, дать выпить холодной воды и понюхать нашатырного спирта. Пострадавшего следует дать выпить молоко.
· Меры предосторожности для себя
· Вынести пострадавшего из загазованной зоны
· Определить состояние пострадавшего
· По состоянию оказывать первую помощь
 

Билет № 17.
 
1. Токсическое свойство газов. Понятие о взрывчатых смесях.
Токсичность- способность оказывать отравляющее действие на живые организмы и человека в том числе.
Взрывчатые смеси- это способность газов с воздухом при воспламенение взрываться.
Метан-15,4%, этан-12,5%, пропан-9,5%, бутан-8,5%, нефтяной газ-13,6%.

 
 
 
 2. Глушение скважин расчет удельного веса жидкости для глушения и объема.
Текущий ремонт скважин требует обеспечение доступа в нее, следовательно скважина должна быть заглушена, т.е заполнена более тяжелой жидкостью – дегазированной нефтью, или минерализованной водой с целью увеличения противодавления на пласт.
P= (H*y)/10 , где Н -глубина до кровли; у-уд.вес раствора жидкости, Р –забойное давление. Р замеряем, находим у =10*Р/Н –удельный вес жидкости для глушения
до 1200м – превышение должно быть не меньше 10%, свыше 1200м – 5%.


3. Интенсификация добычи нефти.
Для увеличения проницаемости пласта призабойной зоны применяют механические, химические и физические методы.
1) Химическая обработка – воздействие на пласт призабойной зоны кислотами, ПАВ, химическими реагентами.
2)Кислотная обработка – осуществляется соляной, плавиковой, уксусной кислотой. Соляная кислота 8-15% концентрации растворяют известняки, доломиты. CaCO3+2HCl = CaCl2+H2O+CO2
3)Термокислотная обработка.
CaMg(CO3)2+HCl = CaCl2+MgCl2+H2O+CO2
Полученный в ходе реакции CaCl2 и MgCl2 – хорошо растворяются в воде и легко удаляются вместе с продукцией скважины, образуя новые пустоты. Плавиковая кислота HF в смеси с соляной кислотой – для воздействия на песчаники, а также для удаления глинистого раствора попавшего в поры пласта во время бурения и .
4)Гидроразрыв пласта-создание искусственной трещины.
ГРП производится путем закачки нефти или воды под давлением. Чтобы предотвратить закрытие создавшейся трещины в жидкость добавляют песок, стеклянные или пластиковые шарики. Применение ГРП дает наибольший эффект при низкой проницаемости пласта, и призабойной зоны, и позволяет увеличить дебит нефтяных скважин.
5) Термогазохимическое воздействие (ТГХВ) на призабойную зону пласта. Для этого на забой скважины спускают взрывчатое вещество и подрывают его. При взрыве образуется мощная ударная волна которая проходит через скважинную жидкость достигает стенок э/к, наносит сильный удар и вызывает растрескивание отложений солей и парафина, также при взрыве пороховых зарядов, которые растворяются смолы.

4. Действия оператора при появлении запаха сероводорода в воздухе рабочей зоны.
При содержании H2S в воздухе выше ПДК для рабочей зоны необходимо: надеть противогаз; оповестить отв. Лица, организовать контроль загазованности; обозначить загазованную зону знаками безопаснлсти ( с учетом направления ветра). Принять меры по предупреждению заходу (заезда) в загазованную зону посторонних лиц, транспортных средств и животных. При необходимости организовать посты. При повышении на рабочих местах концентрации H2S к 0,5 % объемных сообщить о создавшейся аварийной обстановке руководителю, дальнейшие работы производить по плану ликвидации аварий.
 
5. Назначение и способы заземления электроустановок.
Заземление электроустановок предназначено для безопасности их обслуживания.
Заглубляются электроды по контуру (периметру) здания на глубину до 3м, уточненные данные глубины и диаметра электродов предусматривается проектом на производство работ по монтажу контура заземления.
Затем электроды соединяются между собой либо полосовой сталью, либо круглой с диаметром, равным не менее 10 мм.
На металлических частях оборудования, которые могут оказаться под напряжением, должны быть предусмотрены видимые элементы для соединения защитного заземления. Рядом с этим элементом изображается символ «Заземление».

Билет №18
 
1. Нефть, как смесь углеводородов. Состав нефти.
Нефть — природный минерал, представляющий собой маслянистую жидкость от темно-коричневого до белого цвета со специфическим запахом.
 Основными элементами, образующими нефть, являются углеводород и кислород. Их соотношение в различных нефтях оценивается соответственно 83.. .87% и 12. ..14%. В нефти содержатся сера, кислород, азот в количестве 0,5. . .8%. Незначительную долю примесей (менее 0,02..0,03% по массе) составляют хром, никель, железо, кобальт, магний, титан, натрий, кальций, германий, фосфор, кремний и другие [3].
Углеводородные соединения, входящие в состав нефти, подразделяются на три группы: метановые (алканы), нафтеновые (цикланы), ароматические (арены).
Метановые (парафиновые) углеводороды выражаются химической формулой СnH2n+2, в которой п меняется от 1 до 60. В их молекулах каждый атом углеводорода связан с другими атомами одинарными связями, валентность их насыщена до предела. Поэтому они химически мало активны. Содержание парафиновых углеводородов в нефтях колеблется до 20%, и они могут быть представлены в виде газообразной (метан, этан, пропан, бутан), жидкой (от пентана до пентадекана С15Н32) и твердой фазы (от гексадекана С16Н34 и выше).
Нафтеновые углеводороды обозначаются формулой СnH2n, и так же, как и метановые, относятся к группе предельных. Содержание нафтеновых углеводородов в нефти составляет
25..75%.
Ароматические углеводороды представлены классом соединений, выражающихся формулой СnH2n-m где «n» начинается с 6, а «m» — четные числа от 6 и выше. Молекулы их представлены тремя одинарными и тремя двойными связями, образуя шестичленный цикл. Ароматические углеводороды являются непредельными, вследствие чего атомы водорода в их молекулах могут замещаться атомами других элементов — хрома, брома, йода и других. В нефти ароматические углеводороды содержаться в количестве 15.. .20%. Кислородные соединения в нефти представлены нафтеновьими СnН2n-1(СООН) и жирными кислотами С6Н5О6 и фенолами.
Они способны при соединении со щелочами образовывать соли. Водные растворы натриевых солей нафтеновых кислот используются как стимуляторы роста растений, концентрированная смесь как моющее средство, до 93% кислорода содержится в смолистых веществах. Азотистые соединения — это высокомолекулярные вещества, связанные со смолистыми компонентами нефти. Их содержится нефти до 60%.
Сернистые соединения в нефти составляют 5.. .6% и представлены меркаптанами — слабыми кислотами с неприятным запахом и сероводородом (Н2S). Они вызывают сильную коррозию оборудования. Асфальто-смолистые вещества составляют до 76% от массы нефти (смолы составляют 60%). Они содержат до 93% кислорода, нафтеновые, жирные кислоты, фенолы, азот. Смолы находятся в нефти в виде коллоидно-растворенных частиц, представляющих собой вязкие темно-окрашенные жидкости. При воздействии на них кислотами, повышенной температурой, светом — превращаются в асфальтены — хрупкие твердые вещества обычно черного цвета. Отличаются большим содержанием металлов ванадия, никеля, железа.
 
2. Оборудование для добычи нефти с помощью бескомпрессорного газлифта.
Бескомпрессорный газлифт — подъем жидкости за счет энергии газа, поступающего из газовых скважин (рис. 6.6).
Устьевая арматура газлифтной скважины не отличается от фонтанной в случае применения однорядного газлифта. При двухрядном или полуторорядном газлифте в арматуру вводится дополнительная катушка и крестовина для подвески второго ряда труб. Устанавливается она выше второй крестовины (рис. 6.7).
Для обслуживания газлифтных скважин создан специальный
агрегат, укомплектованный лебедкой, глубинным оборудованием и
инструментом для производства канатных работ — ЛСГ- 1 -Тр7 1,
ЛСГ-IК-1З1, ЛСГ-16 (рис. 6.8).

////////////////////////////