Транспорт нефти. 
Разработка и освоение новых газовых месторождений

Трубопроводный транспорт нефтегрузов осуществляется по специальным трубопроводам от мест производства к местам потребления. По перекачиваемому продукту магистральные трубопроводы подразделяют на нефтепроводы, перекачивающие нефть, и нефтепродуктоводы, перекачивающие бензины, дизельные топлива, керосины, мазуты. К магистральным нефтепроводам относятся трубопроводы диаметром от 529 до 1220 мм и протяженностью 50 км и более, предназначенные для доставки нефти из районов добычи на нефтеперерабатывающие заводы или пункты налива нефти в железнодорожные вагоны-цистерны или в места погрузки ее на танкеры. К магистральным нефтепродуктоводам относятся трубопроводы диаметром не менее 219 мм и протяженностью 50 км и более, предназначенные для транспортировки нефтепродуктов из районов их производства, а также перевалочных нефтебаз в районы потребления — до распределительных нефтебаз, наливных станций, портов, крупных промышленных предприятий, ТЭЦ и др.

Достоинства трубопроводного транспорта:

наиболее низкая себестоимость перекачки;

небольшие удельные капитальные вложения на единицу транспортируемого груза и быстрая окупаемость затрат при строительстве трубопроводов;

бесперебойная поставка в течение года, практически не зависящая от климатических условий;

высокая производительность труда;

незначительные потери нефтей и нефтепродуктов при перекачке;

сравнительно короткие сроки строительства;

возможность перекачки нескольких сортов нефти и нефтепродуктов по одному трубопроводу;

возможность наращивания пропускной способности трубопровода за счет строительства дополнительных насосных станций и прокладки параллельных участков (лупингов).

Недостатки трубопроводного транспорта:

крупные единовременные капитальные вложения в строительство (необходимо проложить весь трубопровод);

потребность в крупных материальных затратах на заполнение всего трубопровода нефтью или нефтепродуктом при вводе в эксплуатацию. Особенно велики эти затраты для магистральных нефтепродуктоводов: большая металлоемкость, необходимость устойчивого грузопотока на длительное время, небольшая скорость движения нефти и нефтепродуктов (5 10 км/ч).

Автомобильный транспорт — основной вид транспорта для доставки нефтепродуктов с распределительных нефтебаз и наливных пунктов непосредственно к местам потребления (на АЗС, заводы, фабрики, автобазы и т. д.). Для перевозки нефти автотранспорт практически не используют. Перевозки нефтепродуктов автомобильным транспортом осуществляют, в основном, в пределах нескольких десятков километров. При больших расстояниях автотранспорт неэкономичен по сравнению с железнодорожным, и его применяют лишь там, где отсутствует сеть других видов транспорта (например, на Севере и т. д.). Массовые нефтепродукты (бензин, дизельное топливо, мазут, некоторые масла) перевозят в специализированных автомобильных цистернах и автоприцепах, мелкие партии нефтепродуктов — в таре на бортовых машинах.

К достоинствам автотранспорта следует отнести:

доставку небольших партий нефтепродуктов на различные расстояния с большой скоростью;

большую маневренность и высокую проходимость;

высокую оперативность.

Недостатки:

высокие затраты на эксплуатацию, в 10 20 раз стоимость перевозок автотранспортом выше, чем по железной дороге;

сравнительно небольшая грузоподъемность автоцистерн, неполная загрузка подвижных средств из-за порожних пробегов цистерн;

зависимость от наличия и технического состояния дорог.

Станки — качалки обеспечивают длину хода точки подвески штанг от 300 мм (станок 1СК1,5−0,42−100) до 4200 мм (станок 9СК20−4,2−12 000) и число качаний от 4,7 до 15,5. Типоразмеры станков — качалок — СК и СКН. (СКД).

Шифр станка — качалки, например СКН3−1515 означает: станок — качалка нормального ряда, допустимая нагрузка 3 тс, наибольшая длина хода 15 дм, наибольшее число качаний в минуту — 15.

Шифр станка — качалки 1СК 1,5 -0,42−100 означает: станок — качалка первого типа, допустимая нагрузка 1,5 тс, наибольшая длина хода 0,42 м, наибольший допускаемый момент 100 кгсм.

Две трети фонда (66%) действующих скважин стран СНГ (примерно 16,3% всего объема добычи нефти) эксплуатируются ШСНУ. Дебит скважин составляет от десятков килограммов в сутки до нескольких тонн. Насосы спускают на глубину от нескольких десятков метров до 3000 м., а в отдельных скважинах на 3200 3400 м.

• 1. Наземное оборудование: станок-качалка (СК), оборудование устья.
• 2. Подземное оборудование: насосно-компрессорные трубы (НКТ), насос-ные штанги (НШ), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Отличительная особенность ШСНУ обстоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг (рис. 3.12).

Штанговая глубинная насосная установка (рис. 3.12) состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4 насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка-качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1.

1. Назначение, устройство электроконтактного манометра типа ВЭ 16 Рб.

Взрывозащищенный электроконтактный манометр предназначен для замера давления жидкостей, газов и смесей. Устанавливается на трубах на штуцерах или на капиллярных трубках.

• 2. Регулирование дебита фонтанных скважин, штуцер, его назначение. Для регулирования работы скважины на выкидных линиях после задвижек устанавливаются так называемые штуцера, которые представляют собой насадку с относительно небольшим проходным сечением (обычно круглым). Диаметр отверстия в штуцере может быть от 2−3 до 20 мм и более. Чем меньше отверстие, тем большее сопротивление создает штуцер на пути движения жидкости, тем выше буферное и забойное давление скважины и тем меньше, следовательно ее дебит.
• 3. Правила безопасности при обслуживании станка —качалки. Устье скважины оборудуется запорной арматурой и сальниковым устройством для герметизации штока. Обвязка устья скважины должна позволять смену набивки сальника полированного штока при наличии давления в скважине, замер устьевого давления и температуры. До начала ремонтных работ или перед осмотром оборудования периодически работающей скважины электродвигатель должен отключаться, контргруз должен быть опущен в нижнее положение и заблокирован тормозным устройством, а на пусковом устройстве вывешен плакат «Не включать, работают люди!» На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением станков — качалок вблизи пускового устройства на видном месте должны быть укреплены плакаты с надписью: «Внимание! Пуск автоматический!» Кривошипношатунный механизм станка — качалки, площадка для обслуживания электропривода должны быть окрашены и иметь ограждения. Системы замера дебита, системы контроля пуска, остановки скважины должны иметь выход на диспетчерский пункт. Станок — качалка должен быть установлен так, чтобы исключалось соприкосновение движущихся частей с фундаментом или грунтом. Для обслуживания тормоза станка — качалки устраивается площадка с ограждением. При крайнем нижнем положении головки балансира расстояние между траверсой подвески сальникового штока или штангодержателя и устьевым сальником должно быть не менее 20 см. Кондуктор (промежуточная колонна) должен быть связан с рамой станка — качалки не менее чем двумя заземляющими стальными проводниками, приваренными в разных местах к кондуктору (технической колонне) и раме. Сечение прямоугольного проводника должно быть не менее 48 мм², толщина стенок угловой стали — не менее 4 мм, диаметр круглых заземлителей — 10 мм. заземляющие проводники, соединяющие раму станка — качалки с кондуктором (технической колонной) должны быть заглублены в землю не менее чем на 0,5 м. В качестве заземляющих проводников может применяться сталь круглая, полосовая, угловая или другого профиля. Применение для этих целей стального каната запрещается. Соединения заземляющих проводников должны быть доступны для осмотра.
• 5. Оказание первой помощи при отравлениях газами (H2S) Наиболее опасными являются нефтяные газы, в состав которых входит сероводород. При больших концентрациях запах сероводорода ощущается слабее или совсем не ощущается. Это свойство сероводорода может создать ложное впечатление об отсутствии опасности.

При отравлении сероводородом пострадавшего следует вывести на свежий воздух, освободить от стесняющей одежды, тепло укрыть, согреть, к ногам положить грелки, напоить горячим чаем или теплым молоком. Если имеется кислород, давать его длительное время с небольшими перерывами, если дыхание пораженного ослабевает — делать искусственное дыхание.

• 1. Устройство насоса ЭЦН, типоразмеры ЭЦН. Погружной центробежный электронасос состоит из следующих основных частей: многоступенчатого центробежного насоса, электродвигателя и протектора, который предохраняет двигатель от проникновения в него нефти или воды и обеспечивает подачу смазки к подшипникам двигателя и насоса. Эти части закрыты стальными герметичными кожухами. Рабочие колеса насоса расположены на общем с электродвигателем валу. Число рабочих колес (ступеней) может изменяться в широко диапазоне (от 80 до 300). Весь агрегат спускается в скважину на насосно — компрессорных трубах Энергия к двигателю подается по специальному кабелю, который спускается с колонной труб и крепится к последним снаружи с помощью специальных хомутов. Откачиваемая жидкость подается на поверхность по насосно-компрессорным трубам. На устье устанавливается легкая арматура, обеспечивающая подачу струи в выкидную линию, возможность измерения буферного, а при необходимости и затрубного давления, возможность установки регулирующего штуцера и лубрикатора для спуска приборов, а также отбора проб жидкости. Основные параметры: подача м3/сут, развиваемый напор в метрах, чем выше развиваемый напор, тем ниже его подача. Выпускается несколько типов ЭЦН в диапазоне подачи от 40 до 500 м3/сут и напора от 400 до 1400 м. Эффективность его снижается при наличии газа.
• 2. Назначение, устройство, принцип действия манометрического термометра. Манометрические термометры обычно состоят из резервуара, заполненного рабочим веществом и соединенного металлическим капилляром с манометром. Резервуар (термобаллон) представляет собой металлический толстостенный сосуд, объем которого от давления практически не изменяется. Поэтому при измерении температуры давление вещества, лишенного возможности свободно расширяться, повышается или понижается. По роду заполнителя среди манометрических термометров выделяют жидкостные и газовые. Конденсационные термометры имеют неравномерную шкалу, так как давление насыщенных паров не пропорционально изменению температуры, их заполнитель — жидкость, кипящая при низких температурах (ацетон, бензол, фреон). Их погрешность в меньшей степени зависит от температуры окружающей среды, так как давление насыщенных паров зависит только от температуры на границе раздела жидкость — пар. Поэтому длина капилляра может быть увеличена до 75 м. На погрешность жидкостных манометрических термометров существенно влияют колебания температуры окружающей среды, особенно при большой длине капилляра. Для уменьшения погрешности измерения необходимо увеличить объем термобаллона или уменьшить длину капилляра. В газовых термометрах длина капилляра не должна быть более 60 м, а в жидкостных более 10 м.
• 3. Осложнения при фонтанной эксплуатации скважин и методы борьбы с ними. На работу фонтанной скважины влияют забойное и устьевое давление, содержание в нефти растворенного газа, наличие песка в продукции, степень обводненности, содержание парафина в нефти. Из-за свободного газа происходит пульсация скважины — периодический выброс свободного газа. Пульсация приводит к преждевременному износу оборудования, расположенного на поверхности, а также к разрушению породы пласта в призабойной зоне и выносу песка. Во избежание этого производят отбор газа из кольцевого пространства. Для поддержания постоянного затрубного давления в этом случае на выкидной линии у скважины устанавливается регулятор давления. Производят изоляцию затрубного пространства у башмака фонтанных труб путем установки специального пакера. Также оборудуют нижнюю часть фонтанных труб башмачной воронкой. Наличие песка осложняет эксплуатацию. Песок разъедает трубы и арматуру и часто приводит к снижению производительности скважин и даже к прекращению фонтанирования. Борьба с песчаными пробками состоит в оборудовании забоев скважин специальными фильтрами или закрепляют породу в призабойной зоне путем ввода в нее цементирующих веществ. Песчаные пробки ликвидируют при подземном ремонте. При установившемся режиме работы без пульсаций граница раздела между нефтью и водой устанавливается на уровне башмака фонтанных труб, а вода и нефть поступают на поверхность в том же объемном соотношении, в каком они притекают из пласта в ствол. Но водосодержание потока в нижней части подъемных труб обычно больше, чем в верхней. Борьба с парафином ведется следующими основными способами: механическим (скребки); тепловым (промывка паром или горячей нефтью);применением подъемных труб с гладкой внутренней поверхностью (остеклованных или лакированных), применение растворителей.
• 4. Что такое шаговое напряжение? Как выйти из зоны шагового напряжения? Напряжение шага — это напряжение между точками земли, обусловленное растеканием тока замыкания на землю при одновременном касании их ногами человека. Численно напряжение шага равно разности потенциалов точек, на которых находятся ноги человека. Напряжение шага максимально у заземлителя и уменьшается по мере удаления от заземлителя; вне поля растекания оно равно нулю. Напряженность шага также увеличивается с увеличением ширины шага. Условия поражения в этом случае проходит через ногинижнюю петлю. Значительные напряжения шага вызывают судороги в ногах, человек падает, после чего цепь тока замыкается вдоль всего тела человека. Выходить из зоны поражения следует мелкими шагами, лучше скользить по земле, не отрывая ног.
• 5. Несчастные случаи. Классификация. Оплата. Несчастный случай на производстве — это случай воздействия на работающего опасного производственного фактора при выполнении работающим трудовых обязанностей или задания руководителя работ. К опасным производственным факторам относятся движущиеся машины и механизмы; различные подъемно — транспортные устройства и перемещаемые грузы; незащищенные подвижные элементы производственного оборудования (приводные и передаточные механизмы, режущие инструменты, вращающиеся и перемещающиеся приспособления и др.); отлетающие частицы обрабатываемого материала и инструмента; электрический ток, повышенная температура поверхности оборудования и обрабатываемых материалов и т. д. Несчастные случаи классифицируют на бытовые и связанные с трудовой деятельностью. В свою очередь несчастные случаи, связанные с трудовой деятельностью классифицируются на несчастные случаи на производстве (на транспорте, предоставляемом предприятием и несчастный случай при выполнении трудовых обязанностей) и несчастный случай вне производства. При выполнении трудовых обязанностей различают несчастный случай на территории предприятии (на рабочем месте, вблизи рабочего места, связан с производством, не связан с производством) и вне территории предприятия (командировка, задание предприятия). Несчастные случаи вне производства классифицируются: по пути на работу или с работы, при выполнении государственных или общественных поручений, при выполнении заданий профсоюзных или общественных органов, при выполнении гражданского долга, спасении жизни людей, защиты правопорядка, при выполнении функции донора. Оплата несчастных случаев производится по больничным листам из расчета среднемесячного заработка (за последние 3 месяца) 100%.
• 1. Способы эксплуатации скважин. Фонтанирование скважины может происходить лишь в том случае, если давление на ее забое превышает гидростатическое давление жидкости, заполняющее ствол скважины. Для обеспечения фонтанной добычи газа требуются значительно меньшие забойные давления, чем для добычи жидкости. Подъем газонефтяной смеси осуществляется по колонне насосно-компрессорных труб, спускаемых в скважину до верхних отверстий фильтра или перфорационых отверстий. На устье устанавливается фонтанная арматура. Компрессорную эксплуатацию скважин можно рассматривать как искусственное продолжение фонтанирование. При этом способе дополнительно к пластовому газу в скважину подводят углеводородный газ (газлифт) или воздух (эрлифт). Эксплуатация скважин штанговыми насосами заключается в опускании на колонне подъемных труб в скважину поршневого насоса. В верхней части устанавливается нагнетательный шаровой клапан, в нижней части всасывающий клапан. Плунжер подвешен на колонне насосных штанг, которые передают ему возвратно — поступательное движение от станкакачалки. ЭЦН — получает энергию по кабелю который спускается с колонной труб и крепится к последним снаружи с помощью специальных хомутов. Откачиваемая жидкость подается на поверхность по насосно-компрессорным трубам. На устье устанавливается легкая арматура, обеспечивающая подачу струи в выкидную линию, возможность измерения буферного, а при необходимости и затрубного давления, возможность установки регулирующего штуцера и лубрикатора для спуска приборов, а также отбора проб жидкости.
• 2. Назначение и устройство фонтанной арматуры. Схемы фонтанной арматуры. Нижняя часть фонтанной арматуры, называемая трубной головкой, состоит из крестовины, задвижек и катушки, служащей для подвески колонны подъемных труб. Над катушкой устанавливаются задвижка, называемая коренной. А также тройники, от которых отводятся нижняя и верхняя выкидные линии (струны). Задвижка, устанавливаемая между тройниками, называется межструнной. А задвижка под лубрикатором — буферной. Над ней монтируется так называемая головка или лубрикатор. На головке также устанавливается манометр, предназначенный для измерения давления, называемого буферным или устьевым. К левой крайней задвижке присоединяется глухой патрубок с вентилем для установки манометра, предназначенного для измерения давления в затрубном пространстве. Если манометр снять, то через вентиль можно выпускать скопившееся в затрубном пространстве газ или нефть. К первой правой нижней задвижке в период освоения подсоединяется водяная, нефтяная или газовая линии. Этот отвод от затрубного пространства используется также при промывках скважины от песка и других ремонтных работах При необходимости его можно использовать для эксплуатации скважины через затрубное пространство. Из двух выкидных линий, подсоединяемых к боковым отводам тройников, одна запасная, (обычно нижняя), используемая лишь для кратковременной эксплуатации на период ремонта основной линии. По рабочей выкидной линии продукция скважины направляется в сепарационно — измерительную установку. На этой же линии смонтирован небольшой патрубок с краном, предназначенный для отбора проб продукции скважины с целью определения в ней воды. Для регулирования режима работы скважины на выкидных линиях после задвижек устанавливаются так называемые штуцера (насадки с круглым отверстием небольшого диаметра).В практике используются фонтанные арматуры, рассчитанные на рабочее давление 4;7,5;12,5;20;30; и 50 Мпа. По типу соединений арматуры делятся на фланцевые и резьбовые, по числу спускаемых труб на однорядные и двухрядные. По конструкции на тройниковые и крестовые, по размерам проходного сечения на 100 и 63 мм.

Типовые схемы фонтанных елок:

тройниковые — схемы 1, 2, 3 и 4; крестовые — схемы 5 и 6 (1 — переводник к трубной головке; 2 — тройник; 3 — запорное устройство; 4 — манометр с запорно-разрядным устройством; 5 — дроссель; 6 — ответный фланец; 7 — крестовина) нефть газовый месторождение скважина.

• 1 — оборудование обвязки обсадных колонн;
• 2 — фонтанная арматура; 3 — манифольд; 4 — станция управления арматурой.

Пример обозначения: АФК6В-80/50Х70ХЛ-К2а Способ подвешивания скважинного трубопровода:

в трубной головке — не обозначается, в переводнике к трубной головке — К, для эксплуатации скважин УЭЦН — Э Обозначение типовой схемы елки для арматуры с двумя.

трубными головками к номеру схемы добавляют «а» .

Обозначение системы управления запорными устройствами (с ручным управлением — не обозначают, с дистанционным — Д, с автоматическим — А, с дистанционным и автоматическим — В) Условный проход ствола елки, мм Условный проход боковых отводов елки, мм (при совпадении с условных проходом ствола не указывается) Рабочее давление, МПа (кгс/см2).

Климатическое исполнение по ГОСТ 16 350–80: для умеренного и умеренно холодного микроклиматических районов — не обозначается; для холодного макроклиматического района — ХЛ.

Исполнения по составу скважинной среды:

c содержанием Н2S и СО2 до 0,003% по объему каждого — не обозначается;

с содержанием СО2 до 6% по объему — К1;

с содержанием Н2S и СО2 до 6% по объему каждого — К2 и К2И.

Модификация арматуры или елки.

3. Назначение и устройство устьевого оборудования при эксплуатации ШГН.

В основу способа эксплуатации скважин штанговыми насосами положено использование объемного насоса возвратгно — поступательного действия, спускаемого в скважину и приводимого в действие приводом, расположенным на поверхности. Скважинная установка состоит из привода, устьевого оборудования, колонны насосных штанг, колонны насосно — компрессорных труб, скважинного насоса и вспомогательного подземного оборудования. Привод предназначен для преобразования энергии двигателя в механическую энергию колонны насосных штанг, движущихся возвратно — поступательно. Колонна насосных штанг представляет собой стержень, состоящий из отдельных штанг, соединенных между собой резьбовыми соединениями. Колонна насосных штанг передает механическую энергию Станок — качалка состоит из преобразующего механизма (четырехзвенника), редуктора скорости и ременной передачи. Четырехзвенник служит для преобразования вращательного движения кривошипного вала в поступательновозвратное движение точки подвеса штанг. Он состоит из кривошипа, шатуна, плеча балансира и неподвижного звена. Редуктор предназначен для уменьшения частоты вращения кривошипного вала и соответственно увеличения вращательного момента на кривошипном валу по сравнению с моментом, развиваемом двигателем. Ременная передача предназначена для передачи вращательного движения при помощи шкивов, закрепленных на валах и приводного ремня.

4.Оказание первой помощи при ожогах и обморожениях. Для растирания замерзших частей тела следует применять сухие теплые перчатки или суконки. Растирание надо производить до возобновления в обмороженном участке кровообращения (нормальная окраска кожи). Растирать снегом не рекомендуется. В помещении обмороженную конечность нужно погрузить в воду сначала комнатной температуры. Постепенно воду следует заменять более теплой, доводя ее до температуры тела. После того как обмороженное место покраснеет на него необходимо положить стерильную салфетку и завязать теплой повязкой.

При более тяжелых обморожениях (появление пузырей, омертвение кожи, мышц, появление черноты на теле) растирать кожу нельзя. Следует наложить на пораженные места стерильную сухую повязку и отправить обмороженного в медпункт.

Ожоги бывают термические — вызванные огнем, паром, горячими предметами и веществами, химические — кислотами и щелочами и электрические — воздействием электрического тока или электрической дуги.

По глубине поражения все ожоги делятся на четыре степени: перваяпокраснение и отек кожи; втораяводяные пузыри; третья — омертвление поверхностных и глубоких слоев кожи; четвертая — обугливание кожи, поражение мышц, сухожилий и костей.

При тяжелых ожогах надо очень осторожно снять с пострадавшего одежду и обувь — лучше разрезать их. Нельзя касаться руками обожженного участка руками или смазывать его какими-либо мазями, маслами, вазелином или растворами. Не следует вскрывать пузыри, удалять приставшую мастику или другие смолистые вещества. Нельзя также отдирать обгоревшие и приставшие к ране куски одежды. Обожженную поверхность следует перевязать так же, как любую рану. Покрыть стерильной салфеткой или чистой глаженой полотняной тряпкой, сверху слой ваты и все закрепить бинтом.

Такой способ оказания первой помощи следует применять при всех ожогах, чем бы они не были вызваны — паром, вольтовой дугой, горячей мастикой, канифолью и др.

При ожогах глаз электрической дугой следует сделать холодный компресс или примочку из раствора борной кислоты и немедленно отправить пострадавшего к врачу.

При ожогах концентрированными кислотами (серной, соляной, азотной) пораженное место должно быть тщательно промыто обильной струей проточной воды в течение 10−15 минут. После этого пораженное место следует промыть 5% раствором марганца или 10% раствором питьевой соды (одна чайная ложка на стакан воды). При попадании кислоты или ее паров в глаза и полость рта необходимо произвести промывание или полоскание пораженных мест 5% раствором питьевой соды, а при попадании кислоты в дыхательные путидышать распыленным при помощи пульверизатора 5% раствором питьевой соды.

При ожоге едкими щелочами (каустической содой, негашеной известью) пораженное место следует тщательно промывать обильной струей проточной воды в течение 10−15 минут, затем слабым раствором уксусной кислоты (3−6% по объему) или раствором борной кислоты (одна чайная ложка на стакан воды). После этого пораженные места покрыть марлей, пропитанной 5% раствором уксусной кислоты.

При попадании едкой щелочи или ее паров в глаза и полость рта промывание пораженных мест следует производить 2% раствором борной кислоты.

• 5. Требования безопасности при выполнении работ на высоте. Допускаются к работе только обученные, аттестованные рабочие. Не имеющие медицинских противопоказаний. Запрещается проводить работы на высоте при скорости ветра более 15 м/сек, во время грозы, ливня. Снегопада и при гололедице, а также в темное время суток без искусственного освещения, обеспечивающего безопасное ведение работ. К работе на высоте относят такие работы, при которых рабочие находятся на высоте более 1.3 м от уровня пола, земли или рабочего настила. Все работы на высоте разрешается производить с лесов или с рабочих площадок. приставные лестницы и стремянки применяются при выполнении работ на высоте до 4 метров. Леса для выполнения работ на высоте должны быть заводского изготовления. Металлические леса должны быть заземлены. Рабочая площадка должна иметь настил, исключающий скольжение, выполненный из металлических листов или досок толщиной не менее 40 мм. Мин. Размер площадки — 2×3 м. Если рабочая площадка расположена на высоте 60 см и более от уровня земли, необходимо устанавливать перила высотой 1.25 м с продольными планками на расстоянии 40 см друг от друга и бортом высотой не менее 15 см. Рабочая площадка, расположенная на высоте 75 см, оборудуется ступенями, на высоте более 75 см — лестницами с перилами. Ширина лестницы должна быть не менее 65 см, расстояние между ступенями не более 25 см. Ступени должны иметь уклон внутрь 2−5 о. Площадки, лестницы, леса необходимо регулярно очищать от снега. Льда и грязи. При выполнении работ на высоте рабочие должны пользоваться предохранительными поясами и касками. Инструмент необходимо привязывать или применять специальные сумки и ящики. Сбрасывать любые предметы с высоты запрещается. Леса и подмости перед началом работы ежедневно осматриваются.
• 1. Методы поддержания пластового давления. Наиболее эффективен метод поддержания пластового давления закачкой воды. При освоении новых месторождений применяют метод нефтеотдачи — законтурное и внутриконтурное заводнение нефтяных пластов. Применение этого метода обеспечивает повышение удельного веса фонтанной добычи нефти. Заводнение продуктивных пластов (как метод поддержания пластового давления) применяется на всех нефтяных месторождениях. Для поддержания пластового давления используют сточные и пластовые воды. Это решает проблему защиты водных ресурсов и окружающей среды. При законтурном заводнении нагнетательные скважины размещаются за внешним контуром нефтеносности. При приконтурном заводнении скважины располагают между внутренним и внешним контуром нефтеносности в водонефтяной зоне пласта. Может быть их сочетание. Применяют также две разновидности внутриконтурного заводнения — -осевое и очаговое. Осевое разрезает залежь на участки, а очаговое применяют при доработке месторождения, при довыработке нефти из тупиковых зон. Барьерное заводнение применяют при разработке относительно пологих залежей, имеющих газовую шапку. Закачка газа или воздуха в продуктивные пласты осуществляется на практике только в двух вариантах: — в повышенную часть залежи и с целью увеличения давления в имеющейся газовой шапке или искусственного ее создания либо по одной из площадных схем заводнения. В последние годы применяют закачку горячей воды и пара, создание процессов пламенного и беспламенного горения нефти в пластах, вытеснение нефти различного рода растворителями и т. д. Поддержание пластового давления при разработке газовых залежей практически не применяется.
• 2. Фонтанная эксплуатация скважин. Фонтанирование скважины может происходить лишь в том случае, если давление на забой превышает гидростатическое давление жидкости, заполняющей ствол скважины. Для обеспечения фонтанной добычи газа требуются значительно меньшие давления. Для извлечения жидкости из пласта фонтанным способом требуется тем меньшее забойное давление, чем больше свободного газа поступает вместе с ней из пласта и чем больше выделяется газа, бывшего в растворенном состоянии. Если забойное давление в процессе эксплуатации будет оставаться постоянным, а в продукции скважины будет возрастать количество попутно добываемой воды, то в определенный момент фонтанирование может прекратиться. Фонтанирование может прекратиться и в том случае, если давление в пласте вследствие работы данной скважины и других снизится до величины, меньшей Р заб.ф. При фонтанной эксплуатации подъем газонефтяной смеси от забоя до устья осуществляется по колонне насоснокомпрессорных труб, спускаемых в скважину обычно до верхних отверстий фильтра или перфорационных отверстий. Для продления срока фонтанирования скважин уменьшают диаметр НКТ. Использование НКТ облегчает борьбу с отложениями парафина и очистка скважины от песка и т. д. Для подвески подъемных труб и герметизации затрубного пространства на устье скважины устанавливается фонтанная арматура.
• 3. Погрешности и классы точности КИП. Отклонение результатов измерения от истинного значения измеряемой величины называется погрешностью (ошибкой) измерения. Абсолютная погрешность это разность между результатом измерения и действительным значением измеряемой величины. Но она недостаточно полно характеризует измерение. Относительная погрешность представляет собой отношение абсолютной погрешности к действительному значению измеряемой величины. Это число отвлеченное и выражается в процентах. Абсолютной погрешностью прибора называется разность между показанием прибора и ее действительным значением. Оценка погрешностей прибора проводится по образцовым мерам или показаниям образцовых приборов. Относительной погрешностью прибора называется отношение абсолютной погрешности к действительному значению измеряемой величины. Когда же погрешность прибора выражается в процентах от верхнего предела или диапазона измерений, тогда она называется приведенной. Погрешность прибора определяется при данных конкретных внешних условиях (давление и температура окружающей среды, напряженность питания, влажность воздуха и т. д.). Называют это нормальными условиями. Погрешность, свойственная средству измерения, называется основной погрешностью. Отклонение нормальных условий может вызвать дополнительную погрешность прибора. Пределом допускаемой основной погрешности измерительного прибора называют наибольшую погрешность (абсолютную, приведенную или относительную) при которой данное средство измерений может быть допущено к применению. Этот предел устанавливается техническими условиями на приборы или стандартами. Чтобы установить для измерительных приборов единую характеристику, позволяющую оценить их метрологические свойства, вводиться понятие класса точности, под которым понимается обобщенная характеристика средств измерений, определяемая пределами допускаемых основных и дополнительных погрешностей, а также другими свойствами этих средств, влияющими на точность. Если допускаемая погрешность измерительного прибора выражается значением относительной или приведенной погрешности, то класс точности приборов обозначается числом, совпадающим со значением допускаемой погрешности. Следовательно, если манометр имеет класс точности 0,5, то его допускаемая погрешность равна 0,5% от предела измерения. Это значит, что погрешность прибора, имеющего предел измерения, допкстим, 30 МПа, не должна превышать плюс минус 0,15 МПа. Ряды классов точности устанавливаются в стандартах на отдельные виды средств измерений. Так классы точности приборов, предназначенных для измерения давления (наиболее распространенных технических манометров) равны:0,16; 0,25; 0,4; 0,6; 1,0; 1,5; 2,5.
• 4. Понятие о нефти, ее свойства. Воздействие нефти на организм человека.

Нефть — это смесь углеводородов. Одни углеводороды при нормальных условиях находятся в газообразном состоянии (природный и нефтяной газы) другие в жидком (нефть) и есть углеводороды в твердом состоянии (парафины). В среднем в нети содержится 82−87% углерода ©, 11−14% водорода (Н) и 0,4−1% примесей — соединений, содержащих кислород, серу, азот, асфальтовые и смолистые вещества. Каждый углеводород имеет свою температуру кипения. В первую очередь выкипают легкие углеводороды, в последнюю тяжелые. Это используют при определении товарных качеств нефти. По содержанию смолистых веществ нефти подразделяют на малосмолистые (18%), смолистые (18−35%), высокосмолистые (более 35%). По содержанию парафина: беспарафинистые (1%), слабопарафинистые (1−2%), парафинистые (более 2%).По содержанию серы: малосернистые (до 0,5%), сернистые (0,5−2%), высокосернистые (более 2%). О качестве нефти в промысловой практике ориентировочно судят по ее плотности. Это масса на единицу объема. Плотность нефти при нормальных условиях колеблется от 700 (газовый конденсат) до 980 и даже 1000 кг/м3. Важнейшее свойство нефти — вязкость, то есть свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при движении. Иногда пользуются относительной, (условной) вязкостью, показывающей во сколько раз вязкость данной жидкости больше или меньше вязкости воды. Измерения проводят истечением жидкости из отверстия вискозиметра. Влияние нефти на организм может привести к профессиональным заболеваниям, к которым относят в первую очередь кожные заболевания — дерматиты, фолликулиты, кератозы и могут привести даже к гиперкератозам. Часто встречаются воспаления верхнего отрезка век — коньюктивиты. Поражаются и легкие — часто встречаются хронические бронхиты.

• 5. Способы проведения искусственного дыхания «изо рта в рот». Пострадавший укладывается на горизонтальную поверхность, освобождают грудную клетку, расстегивают все застежки и сдавливающие части одежды, под лопатки подкладывают валик из подручных материалов (куртка). Осматривают состояние ротовой полости, убирают все мешающие предметы (жвачку, иск. челюсти и т. д.). Проводить искусственное дыхание лучше без использования марли и носового платка, потому что уменьшается объем вдыхаемого воздуха. Если оказывающих помощь двое, то один из них, зажав нос пострадавшего и открыв его рот, делает два-три глубоких вдоха в себя и затем столько же раз вдыхает воздух внутрь пострадавшего. Второй следит за подъемом грудной клетки пострадавшего, затем сложив руки ладонь на ладонь, делает около пятнадцати энергичных нажатий на грудную клетку пострадавшего в районе грудины. Операции делают одна за другой — вдохи (2)+ нажатия (15) до появления самостоятельного дыхания или до появления скорой помощи. Если оказывающий помощь один, то он выполняет эти же операции, но в одиночку и уменьшает число вдохов и нажатий до 1 и 5. Вообще это делается ритмично и приближенно к процессу дыхания. Одновременно вдох и толчок делать нельзя. Признаки восстановления дыхания — пульс хорошо прощупывается, зрачки сужаются, кожа розовеет. После восстановления дыхания пострадавшего укладывают набок, иначе язык западает и наступает самоудушение.
• 1. Техническое обслуживание АГЗУ «Спутник». Автоматизированная групповая замерная установка служит для автоматического измерения дебита скважин при однотрубной системе сбора нефти и газа, для контроля за работой скважины по наличию подачи жидкости, а также для автоматической блокировки скважин или установки в целом при возникновении аварийной ситуации. Установка оснащена приборами контроля, управления и автоматического регулирования. Комплекс приборов обеспечивает автоматическое измерение дебита скважин, контроль за работой скважин по наличию подачи жидкости, автоматическую блокировку скважин при отклонении давления в общем коллекторе от нормального или по команде с диспетчерского пульта. Установки позволяют измерять дебит нефти с характеристиками, приведенными ниже. Вязкость не более 80 мм2/сек; содержание воды в нефти не более 95%; содержание парафина не более 7%; класс помещения замерно-переключающего блока В-1
• 2. Назначение, устройство и типоразмеры редукторов станков-качалок. Редукторы предназначены для соединения колонны насосных штанг с канатной подвеской станка-качалки. Редукторы цилиндрические, двухступенчатые, с зубчатым зацеплением системы Новикова — Ц2Н. Предусматривается для всех станков качалок 10 типоразмеров редукторов с крутящими моментами 100, 250, 400, 700, 1600, 2500, 4000, 6000, 8000, 12 000 кгс м. Основные параметры: передаточное число общее, передаточные числа быстроходной и тихоходной передач, числа зубьев шестерен и колес быстроходной и тихоходной передач.
• 3. Борьба с парафином при эксплуатации скважин, оборудованных ШГН. При содержании в нефти 2−3% и более парафина наблюдается интенсивные его отложения в трубах, закрывающие значительную часть их сечения. Выпадение из нефти твердой фазы происходит вследствие понижения температуры и перехода легких фракций в паровую фазу при движении нефти к устью скважины, что сопровождается ухудшением ее растворяющих свойств. Для удаления парафина в скважинах, эксплуатирующихся штанговыми насосными установками, применяют непрерывную очистку труб скребками различных конструкций, установленных на колонне штанг и нагрев подъемных труб паром или горячей нефтью, закачиваемой в затрубное пространство. В скважинах, оборудованных ШГН чаще применяют механический метод удаления. расстояние между скребками устанавливается в пределах длины хода плунжера. Для лучшего удаления парафина скребки штанги вместе с ними при каждом ходе плунжера поворачиваются на некоторый угол с помощью штанговращателя, приводимого в движение от станка — качалки.

Для борьбы с отложениями парафина применяют следующие основные способы:

• 1. Механический, при котором парафин со стенок труб периодически удаляется специальными скребками и выносится струей на поверхность.
• 2. Тепловой, при котором скважина промывается теплоносителем (паром, горячей водой или нефтепродуктами).
• 3. Использование подъемных труб с гладкой внутренней поверхностью (остеклованных или покрытых специальным лаком или эмалями).
• 4. Химический, при котором парафин удаляется с помощью растворителей.

Неполадки в работе фонтанных скважин — нарушение режимов:

• 1. Парафинои гидратообразование в трубах.
• 2. Образование песчаных пробок на забоях.
• 3. Разъедание штуцера.
• 4. Забивание песком, парафином штуцера или выкидной линии.
• 5. Появление воды в скважине.
• 4. Правила безопасности при выполнении погрузо-разгрузочных работ. ПРР должны производиться под руководством ответственного лица, имеющего удостоверение об аттестации. Привлекается только обученный персонал, имеющий удостоверение стропальщика. При выполнении ПРР в ночное время рабочие места должны освещаться (не менее 5 люкс освещенности) площадки для ПРР должны быть свободны от посторонних предметов, снега. Льда, грязи. Скользкие места необходимо посыпать песком, шлаком. Переносить материалы на носилках по горизонтальному пути разрешается на расстояние не более 50 м. При переноске тяжестей вручную в одиночку допускается следующая максимальная нагрузка: 10 кг для женщин, 50 кг для мужчин. К управлению грузоподъемными механизмами допускаются обученные рабочие, грузоподъемные механизмы должны иметь непросроченную дату испытания, ясное обозначение грузоподъемности. Съемные грузозахватные приспособления и тара, не прошедшие освидетельствования к работе не допускаются. Забракованные грузозахватные приспособления и тара не имеющие бирок, клейм не должны находиться на рабочем месте. В процессе эксплуатации съемные грузозахватные приспособления и тара должны заноситься в журнал учета и осмотра их.
• 5. Газоопасные работы, безопасность труда при выполнении газоопасных работ.

Работы, связанные с пребыванием людей внутри емкости из-под технологических жидкостей, нефтепродуктов, ГСМ при их осмотре, чистке, ремонте.

• 1. Опросить каждого исполнителя работ о самочувствии
• 2. Организовать непрерывный контроль состояния воздушной среды в емкости.
• 3. Обеспечить спускающегося в емкость работника спасательным поясом с сигнально-спасательной веревкой.
• 4. Находиться наблюдающему у люка емкости в таком же снаряжении как и у спускающего в емкость, но противогаз в положении «наготове»
• 5. Не превышать время работы в шланговом противогазе более 30 минут.
• 6. Располагать шланг противогаза с наветренной стороны и закрепить, длина не более 15 м.
• 7. Применять для освещения переносной светильник напряжением не более 12 Вольт
• 8. Проводить работы в присутствии лица, ответственного за проведение работ.
• 9. Производить работы согласно действующим инструкциям по охране труда.

Работы, не связанные с нахождением людей в емкостях из-под технологических жидкостей, нефтепродуктов, ГСМ при их ремонте.

• 1. Вести работы под непосредственным руководством руководителя работ.
• 2. Производить работы согласно действующим инструкциям по охране труда.

Врезка трубопровода в существующий нефтегазосборный коллектор в траншее, приямке, колодце, ГЗУ.

• 1. Опросить каждого исполнителя работ о самочувствии
• 2. Организовать непрерывный контроль состояния воздушной среды в емкости.
• 3. Обеспечить спускающегося в емкость работника спасательным поясом с сигнально-спасательной веревкой.
• 4. Находиться наблюдающему у люка емкости в таком же снаряжении как и у спускающего в емкость, но противогаз в положении «наготове»
• 5. Не превышать время работы в шланговом противогазе более 30 минут.
• 6. Располагать шланг противогаза с наветренной стороны и закрепить, длина не более 15 м.
• 7. Применять для освещения переносной светильник напряжением не более 12 Вольт
• 8. Проводить работы в присутствии лица, ответственного за проведение работ.
• 9. Производить работы согласно действующим инструкциям по охране труда.

К газоопасным работам относятся работы, связанные с осмотром, чисткой, ремонтом, разгерметизацией технологического оборудования, коммуникаций, в том числе работы внутри емкостейАлькушин А. И. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1989., при проведении которых имеется или не исключена возможность выделения в рабочую зону взрывопожароопаных или вредных паров, газов и других веществ, способных вызвать взрыв, загорание, оказать вредное воздействие на организм человека, а также работы при непосредственном содержании кислорода (ниже 20% объемных).

1. Производительность скважинных штанговых насосов (ШСН), коэффициент подачи штанговых насосов.

Производительность определяется по формуле:

Qсут = 1440 Fн n Sпл.

Qсут — производительность м3/сут.

п — число циклов насоса.

Fн — площадь поперечного сечения плунжера м2.

Sпл — длина хода плунжера м Коэффициент подачи насоса:

= Qсут / Qт = Sпл / Sо.

Sпл — длина хода плунжера.

Sо — длина хода точки подвеса щтанг.

Qт — теоретическая производительность насоса.

2. Критерии технического состояния станковкачалок.

Конструкция механической и гидравлической передач должна обеспечивать отсутствие утечек жидкостей. Уровень звукового давления при установившемся режиме работы привода не должен превышать 90 дБА. (замер над рукояткой тормоза 0,8 м). Расстояние от переднего плеча балансира станкакачалки при откинутой в сторону или наверх голове балансира до оси скважины должно быть не менее:

• 250 ммдля СК до 30 кН
• 500 мм — для СК свыше 30 кН

Головка балансира должна быть шарнирной, иметь надежное стопорение в рабочем положении, а при освобождении стопорного устройства должен быть обеспечен плавный поворот головки без необходимости подъема рабочего на балансир. Балансирные противовесы должны быть массой не более 40 кг. Конструкция их должна исключать возможность их самопроизвольного перемещения и падения при работе станка — качалки. Тормозное устройство должно обеспечивать при отключенном двигателе плавное и надежное торможение при любом положении кривошипов.

3. Борьба со свободным газом и песком при эксплуатации скважин, оборудованных ШСН.

Главное мероприятие по борьбе с вредным влиянием свободного газа — это уменьшение газосодержания в жидкости, засасываемой насосом. Уменьшить газосодержание в жидкости можно двумя путями: сепарацией газа от жидкости перед входом смеси в прием насоса и отводом этого газа либо увеличением погружения насоса под динамический уровень. Второй путь связан с дополнительным задалживанием оборудования — штанг, труб, применением станков большей грузоподъемности и увеличением всего ремонтности всего оборудования. Поэтому надо стремиться к тому, чтобы увеличивать погружение насоса только в том случае, когда сепарацией газа не удается достичь результата. Однако при небольшом увеличении погружения с целью ухода от зоны пенораздела оно более эффективно.

Существуют три направления в борьбе с песком:

• 1. Регулирование поступления песка из пласта в скважину и предупреждение этого появления уменьшением отбора жидкости из скважины, установкой специальных фильтров на забое или креплением песков в призабойной зоне химическими реагентами.
• 2. Обеспечение выноса керна всего поступающего песка на поверхность.
• 3. Сепарация песка у приема насоса применением различных песочных якорей и фильтров, монтируемых на приеме насоса.
• 4. Правила безопасности при эксплуатации АГЗУ «Спутник».
• 5 Порядок расследования легких несчастных случаев на производстве. Расследование несчастных случаев проводится комиссией, образуемой из представителей работодателя, включающих специалиста по охране труда. В состав комиссии входит не менее трех человек и она утверждается приказом руководителя организации. Руководитель, непосредственно отвечающий за безопасность на участке, где произошел несчастный случай, в расследовании участия не принимает. Расследование проводится в течение трех суток с момента его происшествия. Несчастные случаи, о которых не было своевременно сообщено работодателю или в результате которых нетрудоспособность наступила не сразу, расследуются по заявлению пострадавшего или его доверенного лица в течение месяца со дня поступления этого заявления. Результаты расследования оформляются актами по форме Н-1. Эти документы государственной отчетности хранятся на предприятии в течении 45 лет и используются при учете и анализе производственного травматизма. При расследовании выявляются и опрашиваются очевидцы и лица, допустившие нарушения требований охраны труда. Получают объяснения от пострадавшего и информацию от работодателя. Выполняются технические расчеты, лабораторные исследования, экспертные работы.
• 1. Контрольно — измерительные приборы на ДНС: их назначение.

ДНС (дожимная насосная станция) предназначена для приема нефти, сепарации нефти от газа, поддержание постоянного подпора порядка 0,6 МПа на приеме насосов. Нефть от групповых замерных установок поступает в буферные емкости, сепарируется. Затем нефть подается на прием рабочих насосов и далее в нефтепровод. Расход газа замеряется камерной диафрагмой. Уровень нефти поддерживается при помощи электроприводной задвижки, количество перекачиваемой нефти замеряется камерной диафрагмой. На диспетчерский пункт поступает информация о расходе нефти и обобщенный аварийный сигнал. КИП и, А осуществляют местное регулирование давления и уровня, защиту насосов от аварийных режимов.

2. Устройство и эксплуатация пробковых кранов фонтанных арматур.

КППС — -65×140 ХЛкран пробковый проходной со смазкой 65 — условный проход в мм; 14 МПа рабочее давление; ХЛ — для холодной климатической зоны. Состоит из корпуса, каналы которого перекрываются конусной пробкой при ее повороте рукояткой на 900. Регулирование зазора между пробкой и корпусом осуществляется винтом. Кран работает только со смазкой. Смазка герметизирует затвор крана и резьбу шпинделя, облегчает поворот пробки и предотвращает коррозию деталей. Смазка подается через канал в шпинделе, с помощью нажимного болта через обратный клапан в полость корпуса. Кран оснащен специальным устройством для отжатия пробки при ее заклинивании в корпусе.

• 3. Техническое обслуживание ЭЦН.
• 4. Техника безопасности при эксплуатации и ремонте трубопроводов.

При эксплуатации: трубопроводы должны удовлетворять требованиям безопасности, прочности, коррозионной стойкости и надежности, на трубопроводах должна быть теплоизоляция, дренажные трубопроводы и вентили утеплены. Включение в работу трубопровода с замерзшим дренажным устройством запрещено. По окончании перекачки трубопроводы с высоковязкой нефть или парафинистой нефтью должны быть промыты путем прокачки маловязкого незастывающего нефтепродукта. При замерзании влаги в трубопроводе должны быть приняты меры по наружному осмотру участка трубопровода для того, чтобы убедиться, что трубопровод не поврежден; отключению трубопровода от общей системы. В случае невозможности отключения и угрозы аварии необходимо остановить установку и принять меры к разогреванию ледяной пробки. Разогревать паром или горячей водой, начиная с конца замороженного участка. Запрещено отогревать замерзшие спуски при открытой задвижке и открытым огнем. Запрещено пользоваться для открытия задвижек крюками, ломами и трубами. Запорную арматуру на трубопроводах следует открывать и закрывать медленно во избежание гидравлического удара. На всей запорной арматуре должны быть указатели, показывающие направление ее вращения и нумерация. Запрещается эксплуатация трубопроводов с хомутами. На технологических трубопроводах не должно быть тупиковых участков, уклонов, изгибов. Неработающие трубопроводы должны быть отглушены.

Перед проведением ремонтных работ трубопровод должен быть освобожден от нефти. Газа и конденсата, продут паром. Температура трубопровода не выше 300С. Участок трубопровода отключают задвижками и заглушками. При разъединении фланцев в первую очередь освобождают нижние болты. При проведении газоопасных работ — замер газовоздушной среды, табличка «Газоопасно». После ремонта трубопровод должен быть продут инертным газом, воздухом и промыт. О проведенном ремонте должна быть запись в журнале.

• 5. Правила подготовки, применения и работы в шланговом противогазе ПШ-1, ПШ-2 при проведении газоопасных работ. Пользуется ими только обученный персонал. Подбор по одному измерению — объем от макушки до подбородка (1,2,3,4). Их два вида — без принудительной подачи воздуха ПШ-1 (шланг длиной 10 м, маска, пояс, сигнально-спасательная веревка, фильтрующая сетка, штырь для укрепления конца шланга и чемодан для укладки деталей) и с принудительной подачей воздуха ПШ-2 (электродвигатель, воздуходувка, 2 штуцера воздуходувки, 2 шланга — 20 м, две маски, 2 пояса, 2 сигнально-спасательных веревки, ящик для укладки деталей. При выполнении работ в данных противогазах каждого работающего должны обслуживать помощники, находящиеся в зоне чистого воздуха, составом не менее 2-чел. Один подает воздух, другой держит сигнально — спасательную веревку. Веревки и пояса поверяют каждые полгода, а при применении в агрессивной среде после каждого использования на статическую нагрузку 225 кг в течении 5 минут. Подготовка в загазованную зону:
  • · Проверка исправности шланга, гофрированной трубки и маски, предохранительных поясов и сигнальноспасательной веревки
  • · Проверка прочности и надежности соединения всех частей
  • · Проверка наличия резиновых прокладок в местах соединения
  • · Проверка герметичности прилегания маски к голове и соединения маски с гофрированной трубкой
  • · Убедиться в поступлении под маску свежего воздуха, при появлении запаха под маской доложить старшему.

Работы выполняют по наряд-допуску в присутствии ответственного лица из специалистов. Продолжительность работы — 15 минут.

1. Условия притока жидкости и газа в скважиную. Освоение скважин.

Перед пуском скважины в эксплуатацию устье ее герметизируют. К последней (эксплуатационной) обсадной колонне присоединяют соответствующую арматуру. Эксплуатационную колонну перед ее прострелом проверяют опрессовкой на герметичность. Приток жидкости из пласта можно вызвать различными способами в зависимости от пластового давления, характеристики пласта, метода его вскрытия. Приток начинается тогда, когда давление столба жидкости в скважине меньше пластового. Давление на забой в промысловой практике чаще всего снижают одним из следующих способов:

• 1. Последовательной заменой глинистого раствора в скважине жидкостью и газожидкостной смесью меньшей плотности;
• 2. Понижением уровня жидкости в скважине при помощи поршня (сваба) или желонки.
• 3. Компрессорный способ вызова притока — закачка газа или воздуха в кольцевое пространство .

После начала эксплуатации скважине дают возможность самоочиститься. Ствол и призабойную зону очищают от буровой грязи, исследуют на приток и установив норму добычи, сдают в эксплуатацию.

• 2. Назначение, принцип работы расходомеров «НОРД» и «ТОР». Турбинный расходомер типа НОРД применяют для измерения количества товарной нефти. Датчик расходомера состоит из корпуса, струевыпрямителей и турбинки. Преобразование частоты вращения турбинки в электрический сигнал осуществляется с помощью магнитоиндукционного датчика, состоящего из катушки индуктивности и сердечника, изготовленного из магнитного материала. Лопасти турбинки пересекают при вращении магнитное поле, образованное катушкой, в результате чего в ней наводится электродвижущая сила. Электрические импульсы поступают в электронный блок с частотой, пропорциональной частоте вращения турбинки, то есть объемному расходу жидкости. После усиления и преобразования количество импульсов считается шестиразрядным электромеханическим счетчиком, смонтированным на лицевой панели электрического блока. Расходомер типа ТОР устанавливается вертикально. Жидкость, поступающая через входной патрубок, вращает крыльчатку, затем при помощи отражателя изменяет направление движения на 1800 и через окна обтекателя поступает в выходной патрубок. Вал крыльчатки через понижающий редуктор и магнитную муфту вращает механический счетчик, установленный в корпусе, изолированном от скважинной жидкости немагнитной перегородкой. Механический счетчик снабжен шкалой с ценой деления 0,005 м³, по которой визуально определяют количество прошедшей через расходомер жидкости. На одной оси со стрелкой счетчика находится диск с двумя постоянными магнитами, которые при вращении периодически замыкают магнитоуправляемые контакты датчика и выдают электрические сигналы, регистрируемые в блоке управления расходомера. Кроме того, с помощью индукционного датчика, расположенного против лопастей крыльчатки, выдаются электрические сигналы, пропорциональные скорости ее вращения, которые регистрируются в блоке местной автоматики ГЗУ. Расходомер снабжен специальным блоком питания и электрическим интегратором. Погрешность его при расходах от 3 до 5 м3/ч составляет 5%.8
• 3. Способы обработок призабойных зон скважин.

Во многих случаях приток жидкости и газа в скважины недостаточен. Тогда применяют искусственное воздействие на призабойные зоны с целью повышения их проницаемости. Проницаемость призабойной зоны увеличивают путем искусственно создаваемых каналов растворения карбонатов и глинозема в продуктивном пласте солянокислотной, термокислотной и глинокислотной обработкой,.

очисткой порового пространства от илистых и смолистых материалов,.

создания искусственных или расширения естественных трещин в породах при гидравлическом разрыве пласта или при взрыве торпед на забое;

удалении парафинов солей и смол, осевших на поровых каналов или ствола скважины путем снижения вязкости нефти методами термохимической обработки скважин и теплового воздействия на призабойную зону.

Солянокислотное воздействие основано на способности кислоты активно растворять карбонатные породы с образованием каналов, способствующих увеличению проницаемости пород и соединяющих забой скважины с участками пласта, слабо отдававшими газ или нефть. Получающиеся продукты хорошо растворимы в воде, что облегчает их удаление из пласта.

Термокислотная обработка производится для плотных малопроницаемых доломитов и др. пород, плохо растворяющихся в холодной кислоте. Также она удаляет с забоя отложения смол, парафина и асфальтенов.

Гидравлический разрыв пластов повышает продуктивность скважин, повышает поглотительную способность нагнетательных скважин, изолирует пластовые воды. После создания трещин или расширения сети уже имеющихся в них вводят крупнозернистый песок.

Термоакустическая обработка заключается в облучении пласта одновременно мощными тепловыми и акустическими полями. Это разлагает гидраты природных газов.

Можно пользоваться и комбинацией этих методов.

• 4. Фильтрующие противогазы, подбор и отбраковка. Фильтрующие противогазы предназначены для выхода из загазованной зоны. Для производства работ не предназначены. Их применение возможно, если в атмосфере воздуха содержится не менее 18% объемных кислорода или не более 0,5% вредных веществ объемных. Если вредным веществом является сероводород, то его содержание должно быть не более 7590 мг/м3. Запрещается применение фильтрующих противогазов в емкостях, колодцах, резервуарах и других изолированных пространствах. Фильтрующий противогаз состоит из снаряженной фильтрующей коробки, лицевой части, гофрированной трубки и сумки. В зависимости от вредных веществ коробка может содержать в себе один или несколько поглотителей и аэрозольный противопыльный фильтр. Отличаются коробки по составу и окраске.
• · Марка, А — коричневая, защищает от органических паров бензина, керосина, ацетона, ксилола, сероуглерода, толуола, спиртов, эфиров, углеводородных газов.
• · Марка В — желтая, защищает от кислых паров сернистого газа, хлора, сероводорода, синильной кислоты, фосгена.
• · Марка Г — черно-желтая, защищает от паров ртути.
• · Марка Е — черная, защищает от мышьяковистого и фосфористого водорода.
• · Марки КД — серого цвета, защищает от аммиака и смеси сероводорода и аммиака, от свободного сероводорода.
• · Марки СО — белого цвета, защищает от окиси углерода.
• · Марки М — красного цвета, защищает от всех веществ, предусмотренных для коробок А, Б, Г, КД, СО, но с меньшим временем защитного действия.
• · Марки БКФ — защитного цвета, защищает от кислых паров и мышьяковистого водорода.

Коробки противогазов, имеющие белую вертикальную полосу или дополнительную белую полосу защищают одновременно от пыли, тумана, дыма. Время защиты противогаза БКФ — 70 мин., а КД — 240 минут. Лицевая сторона противогаза подбирается по объему головы. Размер указан цифрой на подбородочной части. Обмеривают периметр подбородок-затылок и уши-затылок, и складывается, это и есть размер.

5. Первичные средства пожаротушения, правила пользования огнетушителем ОП-10.

Наиболее распространенными средствами пожаротушения являются:

химические пенные огнетушители (ОХПВ);

углекислотные огнетушители (ОУ);

порошковые огнетушители (ОП);

песок в ящиках;

вода в бочках;

войлок ,.

кошма, асбестовое полотно.

Огнетушители должны быть всегда в исправном состоянии, подвешиваться не выше 1,5 м до ручки, на видном месте со свободным доступом к ним. В отдалении от отопительных приборов и других источников тепла, не менее 1,2 м от дверей при их открывании.

Каждому огнетушителю, поступившему в эксплуатацию, необходимо присвоить порядковый номер, обозначаемый на корпусе огнетушителя и завести на него паспорт.

Для успешного применения ручных огнетушителей необходимо: — приводить огнетушители в действие недалеко от места горения, чтобы не терять огнегасящие вещества; - действовать огнетушителем быстро, так как работа огнетушителя кратковременна (пенных 60−80 сек, углекислотных 30−45 сек); - при горении разлитой жидкости следует начинать тушение с краев, постепенно покрывая пеной горящую поверхность.

Пенные огнетушители должны перезаряжаться ежегодно, порошковые и углекислотные — согласно паспортных данных огнетушителя.

Нельзя допускать нагрева огнетушителя солнечными лучами или другими источниками тепла; попадания на вентиль и распылитель атмосферных садков; ударов по баллону и вентилю; срыва пломбы без необходимости.

Приведение огнетушителей в действие должно производится в соответствии с инструкцией, имеющейся на корпусе каждого огнетушителя.

Асбестовое полотно, войлок (кошму) рекомендуется хранить в металлических футлярах с крышками, периодически просушивать и очищать от пыли.

Полотна предназначены для тушения пожара при воспламенении веществ, горение которых не может происходить без доступа воздуха.

При тушении песком он набрасывается на очаг горения резкими бросками, рассыпаясь по площади. Тушат им горящие смазочные масла и жидкое топливо, разлитое по полу и по земле.

Ящики для песка должны быть рассчитаны на хранение 0,5 м² песка, а на складах горючих жидкостей до 1 м², иметь плотно закрывающиеся крышки. Песок перед засыпкой в ящик надо просушить и просеять во избежание комкования. У каждого ящика должна находится лопата совкового типа.

Бочки с водой должны быть вместимостью не менее 250 литров, иметь крышки и надпись «Для тушения пожара». У каждой бочки должны находиться два ведра с надписью «Пожарное ведро».

Воду в баках во избежание засорения необходимо периодически менять.

Пожарные краны должны быть герметичны, а рукава сухими, хорошо скатанными. Один конец рукава должен быть примкнут к стволу, а другой к пожарному крану.

Пожарный кран и рукав, расположенные в шкафчике, должны быть опломбированы.

Два раза в год давление во внутренних пожарных кранах следует проверять с помощью контрольного крана.

1. Виды текущего и капитального ремонта скважин.

Работы по восстановлению заданного технологического режима эксплуатации скважин связаны с подъемом подземного оборудования для его замены или ремонта, очисткой скважины от песчаной пробки желонкой или промывкой, с ликвидацией обрыва или отвинчивания насосных штанг и др., изменение технологического режима работ скважины вызывает необходимость изменения длины колонны подземных труб, замены НКТ, спущенных в скважину, трубами другого диаметра, УЭЦН, УШСН, ликвидации обрыва штанг, замены скважинного устьевого оборудования и т. п. — все эти работы относятся к подземному (текущему) ремонту скважин и выполняются специальными бригадами. Более сложные работы, связанные с ликвидацией аварии с обсадной колонной (слом, смятие), с изоляцией появившейся в скважине воды, переходом на другой продуктивный горизонт, ловлей оборвавшихся труб, кабеля, тартального каната или какого-либо инструмента, относятся к категории капитального ремонта. Работы по капитальному ремонту скважин выполняют специальные бригады. Задачей промысловых работников, в том числе и работников подземного ремонта скважин, является сокращение сроков подземного ремонта, максимальное увеличение межремонтного периода работы скважин.

• o Капитальным ремонтом скважин (КРС) называется комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке.
• o Текущим ремонтом скважин (ТРС) называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважины, а также по очистке подъемной колонны и забоя от парафино-смолистых отложений, солей и песчаных пробок бригадой ТРС.
• 2. Классификация трубопроводов, применяемых при внутрипромысловом сборе, транспорте нефти, газа и воды, сортамент труб. Трубопроводы системы сбора и подготовки нефти и газа предназначены для транспортировки продукции скважин от их устья до сдачи товарно-транспортным организациям, а также для перемещения ее в технологических установках, а трубопроводы системы ППД — для подачи сточных вод от УПВ до нагнетательных скважин. Выкидные линии, нефте и газосборные коллекторы являются частью общей системы сбора и их общая протяженность достигает сотен км. Трубопроводы классифицируются по следующим признакам. По назначению:
  • — Выкидные линии, транспортирующие продукцию скважины от ее устья до ГЗУ
  • — Нефтегазосборные коллекторы, расположенные от АГЗУ до ДНС
  • — Нефтесборные коллекторы, расположенные от ДНС до центрального пункта сбора
  • — Газосборные коллекторы, транспортирующие газ от пункта сепарации до компрессорной станции.

По величине напора:

• — Высоконапорные до 6,27 МПа
• — Средненапорные до 1,55 МПа
• — Низконапорные до 0,588 МПа
• — Безнапорныесамотечные

По типу укладки:

• — Подземные
• — Наземные
• — Подвесные
• — Подводные

По гидравлической схеме:

• — Простые без ответвлений
• — Сложные с ответвлениями

По характеру заполнения сечений:

• — С полным заполнением
• — С неполным заполнением
• 2. Пружинный предохранительный клапан, конструкция и техническое обслуживание.
• 3. Правила безопасности при работе с ППУ и АДП.
• § В процессе пропаривания запрещается нахождение людей у пропариваемой емкости, нефтепромыслового оборудования и паровой линии.
• o Никто, кроме обслуживающего персонала, не должен находиться возле установки во время ее работы. В необходимых случаях только отдельные лица могут быть допущены к установке только с разрешения руководителя работ.
• o Пропарку нефтепромыслового оборудования необходимо производить на стеллажах с помощью шланга, снабженного специальным наконечником.
• o Запрещается сбрасывать нефтеотходы на незащищенную поверхность земли.
• o Резиновый шланг, применяемый для поверхностных пропариваний оборудования, должен иметь металлический наконечник, закрепленный с помощью хомутов.
• o Запрещается производить работу при неудовлетворительном освещении рабочего места, во время грозы, пурги, бурана, при ветре со скоростью более 11 м/сек и при тумане с видимостью менее 50 метров; при температуре воздуха ниже -45о и выше 40о; при неисправной установке.
• o При разогреве и пропарке емкостей, редукторов, насосов паровая линия от ППУ должна быть надежно закреплена к данным видам нефтепромыслового оборудования. Нахождение обслуживающего персонала на нефтепромысловом оборудовании во время его пропарки запрещается.
• o Запрещается очищать паром от грязи и нефти спецодежду и спецобувь, одетую на обслуживающий персонал.
• o При переездах машинист установки должен соблюдать Правила дорожного движения.
• o В случае переездов лестница, служащая для подъема на установку, должна быть уложена на предназначенное для нее место. Во избежание попадания влаги внутрь парогенератора, его труба должна быть закрыта крышкой.
• o Запрещается перевозка людей в технологическом отсеке ППУ.
• o Применение открытого огня, курение на рабочих местах запрещается.
• o Машинист должен выполнять только те работы, которые входят в его обязанности.
• o Запрещается оставлять установку без надзора до полного прекращения горения, остывания оборудования и снижения давления до атмосферного.
• o Во время работы ППУ запрещается производить ремонт и крепление каких либо частей; производить ремонтные работы паропроводов, находящихся под давлением; работать при обнаружении неисправностей или утечек через неплотные соединения.
• o В качестве переносного электроосвещения в парогенераторной установке должны применяться светильники напряжением не выше 12 В.
• 4. Виды инструктажей по технике безопасности.

Поступившие на предприятие проходят вводный инструктаж, который проводит инженер по ОТ. Во время вводного инструктажа рабочему должны быть разъяснены основные положения трудового законодательства:

• · Правила внутреннего распорядка и поведение на территории предприятия, в производственных и вспомогательных помещениях, а также значение плакатов, надписей, знаков, звуковой и световой сигнализации.
• · Правила перевозки рабочих различным видом транспорта, техника безопасности при погрузо-разгрузочных работах и транспортировке грузов.
• · Требования пожарной безопасности.
• · Требования техники безопасности при применении кислот, щелочей, легковоспламеняющихся и горючих жидкостей, сжатого воздуха, газов, кислородных и ацетиленовых баллонов.
• · Обстоятельства и причины отдельных характерных несчастных случаев, аварий, происшедших на предприятии.
• · Методы и способы оказания первой доврачебной помощи при несчастных случаях.
• · Назначение и порядок использования спецодеждой, спецобувью и средствами индивидуальной защиты.
• · Основные требования личной и производственной гигиены и санитарии.
• · Значение вентиляции на производстве и правила пользования вентиляционными установками.
• · Значение рационального освещения.
• · Кроме того, в зависимости от его профессии и характера работы разъясняются специфические условия отдельных цехов, меры безопасности при организации и содержании рабочих мест и меры предупреждения несчастных случаев.
• · Требования техники безопасности при обслуживании машин, агрегатов, котлов, сосудов под давлением.
• · Требования пожарной безопасности и промышленной санитарии.
• · Экологическая политика предприятия.

При появлении на рабочем месте мастер или специалист проводят первичный инструктаж на рабочем месте. Он касается непосредственно выполнения трудовых обязанностей, характеристики рабочего места, инструментов, безопасных методов и приемов труда, средств индивидуальной защиты, средст связи, действий при аварийной ситуации и т. д.

Периодический или повторный инструктаж.

За проведение повторного инструктажа на рабочем месте и запись в журнале регистрации инструктажа на рабочем месте отвечает непосредственный производитель работ.

• 1. Все рабочие должны проходить инструктаж по охране труда не реже, чем через три месяца работы.
• 2. Цель повторного инструктажа заключается в том, чтобы обеспечить лучшее усвоение рабочими правил безопасного выполнения работ, углубление знаний охраны труда.
• 3. Повторный инструктаж может быть групповым и индивидуальным, должен проводиться по утвержденным программам в форме беседы.
• 4. Лица, которые по каким-либо причинам отсутствовали при повторном инструктаже, получают повторный инструктаж в день выхода на работу.

О проведении повторного инструктажа должна быть запись в журнале регистрации инструктажа на рабочем месте. Лучше, если на каждого рабочего составлена индивидуальная карточка с указанием сроков проведения и причины задержки инструктажа (командировка, отпуск, болезнь и т. д.).

Внеплановый инструктаж проводится в связи в введением новых нормативных документов, правил, введение в строй нового оборудования, реконструкции старого оборудования, информации о несчастном случае и т. д.

• 1. Техническое обслуживание станков-качалок.
• 2. Назначение и устройство поршневых и плунжерных насосов. Штанговые скважинные насосы предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкости обводненностью не более 99% и температурой не более 403о Кельвина. Насос представляет собой вертикальную плунжерную конструкцию одинарного действия с шариковыми клапанами, неподвижными цилиндрами и металлическими плунжерами; спускаются они в скважину на колонне подъемных труб и насосных штанг. Возвратно — поступательное движение плунжеру насоса передается станком — качалкой через колонну насосных штанг. Колонна штанг посредством канатной подвески подвешивается на головке балансира станка — качалки. Режим откачки устанавливается в зависимости от количества откачиваемой жидкости. При каждом качании происходит следующий цикл работы насоса. При движении плунжера вверх закрывается нагнетательный клапан и происходит подъем жидкости на дневную поверхность, одновременно открывается всасывающий клапан и происходит заполнение цилиндра жидкостью. При движении плунжера вниз закрывается всасывающий и открывается нагнетательный клапан и происходит перемещение жидкости из полости под плунжером в полость над плунжером. Поршневой насос имеет золотниковое устройство, направляющее жидкость над или под поршень, поэтому он может совершать возвратно — поступательные движения. При необходимости подъема насоса изменяется направление нагентания рабочей жидкости — ее подают в кольцевое пространство. Различают поршневые насосы одинарного и двойного действия.
• 3. Гидропескоструйная перфорация. Для улучшения качества забоя применяют гидпропескоструйную перфорацию. В скважину спускают на колонне насосных труб струйный аппарат, состоящий из корпуса и сопел. Жидкость с песком, нагнетаемая в трубы под большим давлением, вытекает из сопел с большой скоростью. В результате песок разрушает колонну, цементное кольцо и породу. Гидропескоструйная перфорация имеет преимущества перед другими методами — не образуются трещины в цементе и колонне, интервал вскрытия более точен, имеется возможность регулировать диаметр и глубину отверстий, создавать горизонтальные и вертикальные надрезы. Этот метод можно применять в скважинах небольшого диаметра. Гидропескоструйную перфорацию (ГПП) применяют при вскрытии плотных, как однородных, так и неоднородных по проницаемости, коллекторов перед ГРП для образования трещин в заданном интервале пласта, а также для срезания труб в скважине при проведении ремонтных работ.

Не допускается проведение ГПП в условиях поглощения жидкости пластом.

При точечной ГПП канал образуют при неподвижном перфораторе. Щелевую ГПП осуществляют при движении перфорационного устройства.

Профиль и плотность ГПП определяют в зависимости от геолого-эксплуатационной характеристики коллектора.

При осуществлении ГПП используют:

• § перфораторы, НКТ,
• § насосные агрегаты, пескосмесители,
• § емкости для жидкости,
• § сальниковую катушку или превентор, а также
• § жидкость-носитель и
• § кварцевый песок.

В качестве жидкости-носителя используют дегазированную нефть, 5−6%-ный раствор соляной кислоты, воду (соленую или пресную) с добавками ПАВ, промывочный раствор, не загрязняющий коллектор. При работах в интервале непродуктивного пласта используют пресную воду или промывочную жидкость. Концентрация песка в жидкости-носителе должна составлять от 50 до 100 г/л.

Продолжительность процесса при точечном вскрытии составляет 15 мин, при щелевом не более 2−3 мин на каждый сантиметр длины цели.

Перепад давления жидкости на насадке (без учета потерь на трение в НКТ) составляет:

• § при диаметре насадки 6 мм — от 10 до 12 МПа;
• § при диаметре насадки 4,5 мм — от 18 до 20 МПа.

Процесс ГПП осуществляют при движении НКТ снизу вверх.

При непредвиденных продолжительных остановках немедленно промывают скважину при обратной циркуляции.

После ГПП при обратной промывке вымывают шаровой клапан, промывают скважину до забоя до полного удаления песка из скважины, поднимают перфоратор и оборудуют скважину для освоения и эксплуатации. Освоение фонтанных скважин допускается без подъема перфоратора.

• 4. Меры безопасности при обслуживании фонтанных скважин. Конструкция колонной головки, фонтанной арматуры, схемы их обвязки должна обеспечивать оптимальные режимы работы скважины, герметизацию трубного, затрубного и межтрубного пространства, возможность технологических операций на скважине, глубинных исследований, отбора проб и контроля устьевого давления и температуры. Рабочее давление фонтанной арматуры должно быть не менее давления опрессовки эксплуатационной колонны. Опрессовку фонтанной арматуры в собранном виде до установки на устье следует производить на пробное давление, а после установки — на давление опрессовки эксплуатационной колонны. В случае производства работ, требующих давлений, превышающих допустимые, необходимо устанавливать на устье специальную арматуру, а экспл. колонну защищать пакером. Фонтанная арматура должна оснащаться заводом изготовителем дросселями с ручным или дистанционным управлением и обеспечивать возможность замены манометров с использованием трехходового крана без снижения давления до атмосферного. Фонтанная скважина с дебитом 400 т/сут нефти, расположенная на расстоянии менее 500 м от населенного пункта, оснащается внутрискважинным оборудованием — пакер и клапан-отсекатель и др. Устранение неисправностей, замена быстроизнашивающихся и сменных деталей фонтанной арматуры под давлением запрещаются. 7Воздухопроводы и кабели, соединяющие станцию управления с фонтанной арматурой, должны быть проложены на эстакадах.
• 5. Техника безопасности при работе с реагентами, деэмульгаторами.

Работы по нагнетанию в скважину газа, пара, химических и других агентов проводятся в соответствии с проектом и утвержденным планом. В плане должны быть указаны порядок подготовительных работ, схема размещения оборудования, технология проведения процесса, меры безопасности, ответственный руководитель работ.

При закачке химреагентов, пара, горячей воды на нагнетательной линии у устья скважины должен быть установлен обратный клапан.

Нагнетательная система после сборки до начала закачки должна быть опрессована на полуторакратное ожидаемое рабочее давление.

При гидравлических испытаниях нагнетательных систем обслуживающий персонал должен быть удален за пределы опасной зоны, устанавливаемой планом работ. Ликвидация пропусков под давлением запрещается.

Перед началом технологического процесса на скважине с применением передвижных агрегатов руководитель работы обязан убедиться в наличии двусторонней переговорной связи.

Перед началом работы по закачке реагентов, воды и после временной остановки в зимнее время необходимо убедиться в отсутствии в коммуникациях насосных установок и нагнетательных линиях ледяных пробок.

Обогревать трубопроводы открытым огнем запрещается.

Обработка призабойной зоны и интенсификация притока в скважинах с негерметичными колоннами и заколонными перетоками запрещаются.

На период тепловой и комплексной обработки вокруг скважины и применяемого оборудования должна быть установлена опасная зона радиусом не менее 50 м.

Передвижные насосные установки необходимо располагать на расстоянии не менее 10 м от устья скважины, расстояние между ними должно быть не менее 1 м. Другие установки для выполнения работ (компрессор, парогенераторная установка и др.) должны размещаться на расстоянии не менее 25 м от устья скважины. Агрегаты устанавливаются кабинами от устья скважины.

Технологические режимы ведения работ и конструктивное исполнение агрегатов и установок должны исключить возможность образования взрывопожароопасных смесей внутри аппаратов и трубопроводов.

На всех объектах (скважинах, трубопроводах, замерных установках) образование взрывоопасных смесей не допускается, в планах проведения работ необходимо предусматривать систематический контроль газовоздушной среды в процессе работы.

Выкидная линия от предохранительного устройства насоса должна быть жестко закреплена, закрыта кожухом и выведена в сбросную емкость для сбора жидкости или на прием насоса.

Вибрация и гидравлические удары в нагнетательных коммуникациях не должны превышать установленные нормы.

• · 1. Принцип работы штангового насоса. Нагрузки, действующие на колонну штанг. Насос представляет собой вертикальную плунжерную конструкцию одинарного действия с шариковыми клапанами, неподвижными цилиндрами и металлическими плунжерами; спускаются они в скважину на колонне подъемных труб и насосных штанг. Возвратно — поступательное движение плунжеру насоса передается станком — качалкой через колонну насосных штанг. Колонна штанг посредством канатной подвески подвешивается на головке балансира станка — качалки. Режим откачки устанавливается в зависимости от количества откачиваемой жидкости. При каждом качании происходит следующий цикл работы насоса. При движении плунжера вверх закрывается нагнетательный клапан и происходит подъем жидкости на дневную поверхность, одновременно открывается всасывающий клапан и происходит заполнение цилиндра жидкостью. При движении плунжера вниз закрывается всасывающий и открывается нагнетательный клапан и происходит перемещение жидкости из полости под плунжером в полость над плунжером. При откачке жидкости из скважины в подземной части насосной установки действуют следующие силы:
• · Статические силы веса штанг, труб и столба жидкости
• · Архимедова сила, действующая на штанги и уменьшающая их вес.
• · Силы инерции движущихся масс штанг, столба жидкости и труб.
• · Силы упругости материала штанг, труб и столба жидкости.
• · Силы трения: полужидкое трение штанговых муфт и головок штанг о трубы и плунжера в цилиндре насоса, гидродинамическое трение штанг в потоке жидкости, сухое или полусухое трение насосных труб об эксплуатационную колонну, внутреннее трение в материале штанг и труб при их деформациях во время работы установки.
• 2. Назначение и устройство штанговых насосов. . Штанговые скважинные насосы предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкости обводненностью не более 99% и температурой не более 403о Кельвина. Насос представляет собой вертикальную плунжерную конструкцию одинарного действия с шариковыми клапанами, неподвижными цилиндрами и металлическими плунжерами; спускаются они в скважину на колонне подъемных труб и насосных штанг. Возвратно — поступательное движение плунжеру насоса передается станком — качалкой через колонну насосных штанг. Колонна штанг посредством канатной подвески подвешивается на головке балансира станка — качалки. Режим откачки устанавливается в зависимости от количества откачиваемой жидкости. При каждом качании происходит следующий цикл работы насоса. При движении плунжера вверх закрывается нагнетательный клапан и происходит подъем жидкости на дневную поверхность, одновременно открывается всасывающий клапан и происходит заполнение цилиндра жидкостью. При движении плунжера вниз закрывается всасывающий и открывается нагнетательный клапан и происходит перемещение жидкости из полости под плунжером в полость над плунжером.
• 3. Назначение, принцип действия, конструкция пружинного манометра. В нефтедобыче наиболее распространены пружинные манометры, где в качестве чувствительного элемента применяют трубчатые пружины, как одновинтовые, так и многовинтовые, мембраны и сильфоны. Воспринимается давление уравновешивающееся усилием, возникающим при упругой деформации пружины. При этом свободный конец пружины, перемещаясь совместно с поводком, разворачивает относительно оси зубчатый сектор, который в свою очередь, поворачивает на определенный угол шестеренку и стрелку прибора. Манометр имеет резьбовой штуцер для подключения, трубчатую пружину, соединенную со штуцером, стрелку и кинематический узел, состоящий из поводка, зубчатого сектора и зубчатой шестерни, закрепленной со стрелкой и противодействующей спиральной пружины.
• 4. Правила безопасности при чистке резервуаров, нефтяных колодцев. Все работники должны пройти инструктаж о возможных опасностях. Работы проводятся в светлое время суток, под руководством специалистов. Оформляется обязательно наряд-допуск. Емкости должны быть заземлены. Шлам и отработанные жидкости удаляются в отведенные места. Двери и люки должны быть открыты после продувки, а само пространство проветрено принудительной вентиляцией. Проводится замер газовоздушной среды. Проверяются шланговые противогазы. Выключатели заблокированы и снабжены предупреждающими знаками. В замкнутом пространстве можно работать только одному человеку. Снаружи двое подстраховывают. На работающем спасательный пояс или веревка. Для освещения использовать лампы не выше 12 В. Включение производить снаружи. После окончания работы проверить отсутствие посторонних предметов, передать наблюдающим инструмент, светильник и только по том выйти самому.

Емкости, подлежащие вскрытию, осмотру, чистке или ремонту, должны быть освобождены от продукта, отключены от действующего оборудования и системы трубопроводов с помощью стандартных заглушек (согласно схеме, прилагаемой к наряду-допуску) и в зависимости от свойств находящихся в них химических продуктов промыты, пропарены острым паром, продукты инертным газом и чистым воздухом.

Нагретые ёмкости перед спуском в них людей должны быть охлаждены до температуры, не превышающей 30є С. Перед началом работ внутри ёмкостей и на всё время их проведения в зоне газоопасных работ на видном месте вывешивается плакат «Газоопасные работы», который снимается после их окончания и только с разрешения ответственного за проведение работ.

Для проведения работ внутри ёмкостей должна назначаться бригада в составе не менее двух человек (работающий и наблюдающий). Пребывание внутри ёмкости разрешается, как правило, одному человеку. Во всех случаях на рабочего, спускающегося в ёмкость, должен быть надет спасательный пояс с сигнально-спасательной веревкой.

Пояс, карабин и сигнально-спасательная веревка должны быть испытаны в установленном порядке.

При отсутствии зрительной связи между работающим и наблюдающим должна быть установлена система подачи условных сигналов.

При проведении работ внутри ёмкости наблюдающий должен находиться у люка (лаза) ёмкости в таком же снаряжении, как работающий, имея при себе изолирующий противогаз в положении «наготове».

При этом он обязан:

следить за сигналами и поведением работающих;

следить за состоянием воздушного шланга противогаза и расположением воздухозаборного устройства;

при необходимости вызывать к месту работ ответственного за проведение работ и представителя ГСС, используя доступные способы связи и сигнализации:

спускаться в ёмкость для оказания помощи пострадавшему в изолирующем противогазе после предварительного оповещения ответственного за проведение газоопасных работ.

Для защиты органов дыхания работающих внутри емкостей должны применяться шланговые или кислородно — изолирующие противогазы или воздушные изолирующие аппараты. Использование фильтрующих противогазов запрещается.

Работа внутри ёмкости без средств защиты органов дыхания может быть разрешена главным инженером при условии, если содержание кислорода в ёмкости составляет не менее 20%.

• 5. Правила безопасности при эксплуатации скважин, оборудованных ЭЦН. Скважины могут оборудоваться забойными клапанами-отсекателями, позволяющими заменять скважинное оборудование без глушения. При отсутствии клапана-отсекателя или его отказе скважина перед ремонтом должна быть заглушена технологической жидкостью, не содержащей твердых взвесей и не ухудшающей фильтрационные свойства призабойной зоны. Устье скважины оборудуется фонтанной арматурой либо специальным устройством, обеспечивающим герметизацию трубного и затрубного пространств, возможность их сообщения, проведения затрубных исследований. Обвязка выкидных линий трубного и затрубного пространств должна позволять проводить разрядку скважины, подачу газа в затрубное пространство, проведение технологических операций, включая глушение скважины. Проходное отверстие для силового кабеля должно иметь герметичное уплотнение. Силовой кабель должен быть проложен от станции управления или от ближайшей клеммной коробки к устью скважины на эстакаде. Электротехнические работы проводит только электроперсонал. Кабельный ролик должен подвешиваться на мачте подъемного агрегата при помощи цепи или на специальной канатной подвеске и страховаться тросом диаметром 8−10 мм. Кабель, пропущенный через ролик, при спуско-подъемных операциях не должен касаться земли и элементов ГПМ. При свинчивании и развинчивании труб кабель следует отводить за пределы рабочей зоны. Скорость спуска (подъема) погружного оборудования в скважину не должна превышать 0,25 м/сек. В наклонно-направленных скважинах с набором кривизны 1,5 о на метр скорость не должна превышать 0,1 м/сек. Ствол скважины, в которую погружной электронасос спускается впервые, а также при смене типоразмера насоса должен быть проверен шаблоном.
• 1. Методы интенсификации добычи нефти. Во многих случаях приток жидкости и газа в скважины недостаточен. Тогда применяют искусственное воздействие на призабойные зоны с целью повышения их проницаемости. Проницаемость призабойной зоны увеличивают путем искусственно создаваемых каналов растворения карбонатов и глинозема в продуктивном пласте солянокислотной, термокислотной и глинокислотной обработкой,
• · очисткой порового пространства от илистых и смолистых материалов,
• · создания искусственных или расширения естественных трещин в породах при гидравлическом разрыве пласта или при взрыве торпед на забое;
• · удалении парафинов солей и смол, осевших на поровых каналов или ствола скважины
• · путем снижения вязкости нефти методами термохимической обработки скважин и теплового воздействия на призабойную зону.
• · Солянокислотное воздействие основано на способности кислоты активно растворять карбонатные породы с образованием каналов, способствующих увеличению проницаемости пород и соединяющих забой скважины с участками пласта, слабо отдававшими газ или нефть. Получающиеся продукты хорошо растворимы в воде, что облегчает их удаление из пласта.
• · Термокислотная обработка производится для плотных малопроницаемых доломитов и др. пород, плохо растворяющихся в холодной кислоте. Также она удаляет с забоя отложения смол, парафина и асфальтенов.
• · Гидравлический разрыв пластов повышает продуктивность скважин, повышает поглотительную способность нагнетательных скважин, изолирует пластовые воды. После создания трещин или расширения сети уже имеющихся в них вводят крупнозернистый песок.
• · Термоакустическая обработка заключается в облучении пласта одновременно мощными тепловыми и акустическими полями. Это разлагает гидраты природных газов.
• · Можно пользоваться и комбинацией этих методов.
• 1. Устройство, принцип действия, характеристика насосов ЦНС.
• 2. Виды погрешностей измерений в приборах КИП. Отклонение результатов измерения от истинного значения измеряемой величины называется погрешностью (ошибкой) измерения. Абсолютная погрешность это разность между результатом измерения и действительным значением измеряемой величины. Но она недостаточно полно характеризует измерение. Относительная погрешность представляет собой отношение абсолютной погрешности к действительному значению измеряемой величины. Это число отвлеченное и выражается в процентах. Абсолютной погрешностью прибора называется разность между показанием прибора и ее действительным значением. Оценка погрешностей прибора проводится по образцовым мерам или показаниям образцовых приборов. Относительной погрешностью прибора называется отношение абсолютной погрешности к действительному значению измеряемой величины. Когда же погрешность прибора выражается в процентах от верхнего предела или диапазона измерений, тогда она называется приведенной. Погрешность прибора определяется при данных конкретных внешних условиях (давление и температура окружающей среды, напряженность питания, влажность воздуха и т. д.). Называют это нормальными условиями. Погрешность, свойственная средству измерения, называется основной погрешностью. Отклонение нормальных условий может вызвать дополнительную погрешность прибора. Пределом допускаемой основной погрешности измерительного прибора называют наибольшую погрешность (абсолютную, приведенную или относительную) при которой данное средство измерений может быть допущено к применению. Этот предел устанавливается техническими условиями на приборы или стандартами.
• 3. Меры безопасности при набивке сальникового уплотнителя устья скважин.
• 4. Молниезащита и защита от статического электричества. Защитное заземление — преднамеренное электрическое соединение с землей металлических нетокопроводящих частей. Предназначено для устранения опасности поражения электрическим током в случае прикосновения к корпусу и другим токоведущим частям электроустановок, оказавшимся под напряжением вследствие замыкания на корпус и по другим причинам. Эффективно только в том случае, если ток замыкания на землю не увеличивается с уменьшением сопротивления заземлению. Заземлители бывают естественными и искусственными, выносные и контурные.

В качестве заземлителей могут быть использованы металлические трубы водопровода, проложенные в земле; обсадные трубы буровых скважин; рельсовые пути магистральных неэлектрофицированных дорог и подъездные пути при наличии преднамеренного устройства перемычек между рельсами, металлические оболочки бронированных кабелей, железобетонные фундаменты, расположенные в земле металлические конструкции зданий и сооружений. Защитное заземление применяют в сетях напряжением до 1000 В с изолированной нейтралью и в сетях напряжением свыше 19 000 В как с изолированной, так и с заземленной нейтралью. С помощью защитного заземления уменьшается напряжение на корпусе относительно земли до безопасного значения, следовательно уменьшается и сила тока, протекающего через тело человека. Согласно ПУЭ, сопротивление заземления не должно превышать 40 Ом в установках до 1000 В.

1. Типы оборудования забоев скважин.

В практике бурения применяют следующие основные методы заканчивания скважин:

• -установка закрывающей колонны в кровле продуктивного горизонта (пласта) и цементирование с последующим вскрытием горизонта (пласта) и спуском хвостовика или специального фильтра. В некоторых случаях в устойчивых породах продуктивной части разреза фильтр или хвостовик не спускаются, и водозакрывающая колонна является эксплуатационной;
• -полное вскрытие пласта со спуском комбинированной колонны с манжетной заливкой ее выше нефтеносного объекта и с фильтром в нижней части против пласта;

Схемы конструкции забоев при заканчивании скважин: а — в устойчивых породах; б — со спуском фильтра или хвостовика; в — с манжет ной заливкой и фильтром в пласте; г, д — со сплошным цементированием и простреливанием отверстий против продуктивных горизонтов; / — обсадная колонна; 2 — пакер; 3 — фильтр; 4 — цементный камень; 5 — перфорационные отверстия; 6 — продуктивный пласт; 7 — хвостовик.

— полное вскрытие пласта со спуском колонны и сплошным цементированием с последующим простреливанием отверстий против продуктивных горизонтов.

Заканчивание скважин, вскрывших истощенные пласты, чаще производят первыми двумя способами. Перед вскрытием водозакрывающую колонну устанавливают в кровле продуктивного пласта; вскрыв продуктивный пласт, спускают хвостовик или фильтр. Три отсутствии водозакрывающей колонны после вскрытия истощенного пласта спускают обсадную колонну с фильтром против пласта и при помощи манжетной заливки цементируют ее выше нефтеносного пласта. Фильтры могут быть как с круглыми, так и со щелевидными отверстиями на забое, для предотвращения поступления песка в скважину. Например, забой скважины иногда оборудуют металлокерамическими, песчано-пластмассовыми или гравийными фильтрами.

В скважинах с высоким пластовым давлением должно осуществляться полное вскрытие пласта со всеми мерами предосторожности, последующим спуском эксплуатационной колонны со сплошной цементировкой и простреливанием отверстии против продуктивных горизонтов.

2. Обслуживание сосудов, работающих под давлением.

Содержание и обслуживание сосудов осуществляется в соответствии с Правилами устройства и эксплуатации сосудов, работающих под давлением. ПБ 03−576−03.

Подготовка и проверка знаний персонала, обслуживающего сосуды, должны проводиться в учебных заведениях, а также на курсах, специально создаваемых организациями.

Лицам, сдавшим экзамены, выдаются удостоверения с указанием наименования, параметров рабочей среды сосудов, к обслуживанию которых эти лица допущены.

Удостоверения подписываются председателем комиссии.

Аттестация персонала, обслуживающего сосуды с быстросъемными крышками, а также сосуды, работающие под давлением вредных веществ 1, 2, 3 и 4-го классов опасности по ГОСТ 12.1.007−76, проводится комиссией с участием инспектора Ростехнадзора, в остальных случаях участие инспектора в работе комиссии необязательно.

О дне проведения экзаменов орган Ростехнадзора должен быть уведомлен не позднее, чем за 5 дней.

Периодическая проверка знаний персонала, обслуживающего сосуды должна проводиться не реже одного раза в 12 месяцев. Внеочередная проверка знаний проводится:

• § при переходе в другую организацию;
• § в случае внесения изменения в инструкцию по режиму работы и безопасному обслуживанию сосуда;
• § по требованию инспектора Ростехнадзора.

При перерыве в работе по специальности более 12 месяцев персонал, обслуживающий сосуды, после проверки знаний должен перед допуском к самостоятельной работе пройти стажировку для восстановления практических навыков.

Результаты проверки знаний обслуживающего персонала оформляются протоколом за подписью председателя и членов комиссии с отметкой в удостоверении.

Допуск персонала к самостоятельному обслуживанию сосудов оформляется приказом по организации или распоряжением по цеху.

Организацией должна быть разработана и утверждена в установленном порядке инструкция по режиму работы и безопасному обслуживанию сосудов. Для сосудов (автоклавов с быстросъемными крышками в указанной инструкции должен быть отражен порядок хранения и применения ключа-марки. Инструкция должна находится на рабочих местах и выдаваться под расписку обслуживающему персоналу.

Схемы включения сосудов должны быть вывешены на рабочих местах.

К обслуживанию сосудов допускаются лица не моложе 18 лет, годные по состоянию здоровья, обученные, аттестованные и имеющие удостоверения на право обслуживания сосудов.

Порядок аварийной остановки сосуда и последующего ввода в работу должен быть указан в инструкции.

При ремонте сосуда в соответствии с графиком ППР следует соблюдать требования безопасности, изложенные в отраслевых правилах и инструкциях.

Работы по ремонту должны выполняться организациями, имеющими лицензию Ростехнадзора.

• 3. Насосные штанги, характеристика штанг и муфт. Штанга представляет собой стальной стержень круглого сечения диаметром 12−28 мм и длиной 1000−8000 мм с высаженными резьбовыми концами. Резьба штанги — метрическая специальная. Штанги изготавливаются из легированных сталей и выпускаются длиной 8000 мм и укороченные-1000,1200,1500,2000 и 3000 мм как для нормальных, так и для коррозионных условий эксплуатации. Насосные штанги применяются в виде колонн, составленных из отдельных штанг, соединенных посредством муфт. Маркируются ШН 16, ШН19 и т. д. Муфты штанговые выпускаются: соединительные типа МШ — для соединения штанг разного размера и переводные типа МПШ — для соединения штанг разного размера. Муфты каждого типа изготавливаются в исполнении с «лысками» и без «лысок». Материал — углеродистая сталь марок 40 и 45. Предусматривается изготовление муфт из легированной стали для тяжелых условий эксплуатации.
• 4. Техника безопасности при обслуживании факельного хозяйства. Должна быть инструкция по их безопасной эксплуатации. Утверждено ответственное лицо. Розжиг производить в составе не менее двух лиц в присутствии ответственного лица. В газах и парах не должно быть капельной жидкости и твердых частиц. Должна быть предусмотрена система сбора конденсата. Для предупреждения образования в факельной системе взрывоопасной смеси следует исключить возможность подсоса воздуха и предусматривать непрерывную подачу продувочного газа в факельный коллектор (газопровод), если в тех. процессе не предусмотрено постоянных сбросов. Сбросы от предохранительных клапанов углеводородных газов и паров, содержащих сероводород (до 8% объемных) допускается направлять в общую факельную систему. Перед каждым пуском факельная системы должна быть продута паром или газом, чтобы содержание кислорода у основания факельного ствола было не более 25% нижнего предела взрываемости, проверена степень загазованности у пульта зажигания и устройств сбора и откачки конденсата с помощью переносных газоанализаторов. Перед проведеним ремонтных работ факельная система должна быть отсоединена стандартными заглушками и продута инертным газом. Факельные установки должны быть обеспечены первичными средствами пожаротушения. В зоне ограждения (обвалования) факельного ствола запрещается находиться лицам, не связанным с обслуживанием факельных систем.
• 5. Меры безопасности при обслуживании станка — качалки: остановка, пуск и смена приводных ремней. До начала ремонтных работ или перед осмотром оборудования периодически работающей скважины с автоматическим, дистанционным или ручным пуском электродвигатель должен отключаться, контргруз должен быть опущен в нижнее положение и заблокирован тормозным устройством, а на пусковом устройстве вывешен плакат «Не включать, работают люди!». На скважинах с автоматическим или с дистанционным управление станков-качалок вблизи пускового устройства на видном месте должны быть укреплены плакаты с надписью «Внимание! Пуск автоматический!»
• 1. Перечень операций, выполняемых при обслуживании фонтанных арматур.
• 2. Способы защиты оборудования от коррозии. На промыслах в той или иной мере наблюдаются все виды коррозии металлов: — химическая газовая; химическая коррозия в неэлектролитных средах; электрохимическая коррозия в электролитах; почвенная электрохимическая коррозия; электрокоррозия, атмосферная электрохимическая коррозия; биокоррозия. Замедляют коррозию добавлением в транспортируемую среду нейтрализаторы и ингибиторы. Кардинальное средство — замена стальных труб на пластмассовые. Но они имеют малую прочность, поэтому сейчас применяют трубы из композитных материалов — стеклопластиков. Задачи надежности защиты от внутренней коррозии решается с помощью технологии футерования трубных плетей полиэтиленом и специальной конструкцией стыкаю В начале 80 годов начали применяться гибкие трубы, срок службы увеличивается у нефтепровода до 15 лет. Гибкие трубы состоят из внцтренней полимерной камеры, армирующих слоев, наружной полимерной оболочки и концевых соединений. Рассчитаны на траншейную прокладку и прокладку по поверхности земли. Способы защиты от наружной коррозии подразделяются на пассивные и активные. Пассивные — это изоляция полимерами и битумами. Активная предусматривает создание такого электрического тока, в котором весь металл трубопровода становится катодом, а анодом является дополнительно размещенный в земле металл. Существует два вида активной защиты — протекторная и катодная. Протектор изготавливают их цинка, алюминия или магниевых сплавов.
• 3. НКТ: маркировка, размеры, качество. Насосно компрессорные трубы — еще могут называться фонтанными, компрессорными, насосными, подъемными или лифтовыми; - бесшовные, цельнотянутые, выполнены из сталей с высокими механическими свойствами, групп прочности Д, К, Е. На обеих концах трубы нарезают одинаковую резьбу. На один конец трубы навинчивают муфту при помощи муфтонаверточного станка, чтобы при свинчивании ее со свободным концом другой трубы муфта не отвинчивалась. НКТ изготовляют двух типов гладкие и с высаженными наружу концами. Гладкие трубы неравнопрочные, вторые равнопрочные. Трубы выпускают следующих условных размеров: 27, 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102 и 114 с толщиной стенок от 4 до 7 мм Длина трубы 5.5 -10 метров. (в среднем 8 метров) НКТ заводом изготовителем маркируются по ГОСТ 633–80 клеймением и краской. Обязательно указание условного диаметра трубы, номера трубы, группы прочности стали, толщины стенки трубы, товарного знака завода, месяца изготовления, года изготовления. НКТ можно изготавливать из алюминиевого сплава марки Д16, такие трубы более коррозионностойки в сероводородосодержащих средах. Ограничением при выборе диаметра проходных отверстий скважинного трубопровода служит скорость потока рабочей среды. Для нефтяных скважин она не должна превышать 10 м/сек, а для газовых — 24 м/сек
• 4. Правила оказания первой помощи при поражении электрическим током. Если пострадавший продолжает соприкасаться с токоведущими частями, необходимо прежде всего быстро освободить его от действия электрического тока. При этом следует иметь в виду, что, прикасаться к человеку, находящемуся под током, без надлежащих мер безопасности опасно для жизни оказывающего помощь. Поэтому первым действием оказывающего помощь должно быть быстрое отключение той части установки, которой касается пострадавший.

При этом необходимо учитывать следующее:

• · В случае нахождения пострадавшего на высоте должны быть приняты меры, обеспечивающие безопасность его от падения.
• · При отключении установки следует обеспечить освещение от другого источника (фонарь, свечи, аварийное освещение, аккумуляторные фонари и т. д.), не задерживая, однако, отключения установки и оказания помощи пострадавшему.

Следует также иметь в виду, что и после отключения линии высокого напряжения (выше 1000 В) на ней в случае большой емкости линии может сохраниться заряд.

Для отделения пострадавшего от токоведущих частей или провода следует воспользоваться канатом, палкой, доской или каким — либо другим сухим предметом. Использование для этих целей металлических или мокрых предметов не допускается. Для отделения пострадавшего от токоведущих частей можно также взяться за его одежду (если она сухая и отстает от частей тела).

Для изоляции рук оказывающий помощь должен надеть диэлектрические перчатки. Можно изолировать себя, встав на сухую доску или не проводящую электрический ток подстилку.

При отделении пострадавшего от токоведущих частей рекомендуется действовать по возможности одной рукой.

При затруднении отделения пострадавшего от токоведущих частей следует перерубить или перерезать провода пофазно, т. е. каждый провод в отдельности топором с сухой деревянной рукояткой или другим соответствующим изолирующим инструментом.

Для отделения пострадавшего от земли или токоведущих частей, находящихся под высоким напряжением (выше 1000 В), следует надеть диэлектрические перчатки и диэлектрические боты и действовать штангой или клещами, рассчитанными на напряжение данной установки.

После освобождения пострадавшего необходимо оценить его состояние. Признаки, по которым можно быстро определить состояние пострадавшего, следующие:

• · Сознание ясное, отсутствует, нарушено (заторможен). Возбужден;
• · Цвет кожных покровов и видимых слизистых губ, глаз: розовые, синюшные, бледные;
• · Дыхание: нормальное, отсутствует, нарушено (неправильное, поверхностное, хрипящее);
• · Пульс на сонных артериях: хорошо определяется (ритм правильный или неправильный), плохо определяется, отсутствует;
• · Зрачки узкие, широкие;

При определенных навыках, владея собой, оказывающий помощь, способен оценить состояние пострадавшего и решить, в каком объеме и порядке следует оказывать ему помощь.

Цвет кожных покровов и наличие дыхание (по подъему и опусканию грудной клетки) оценивают визуально. Об утрате сознания также судят визуальноспрашивают пострадавшего о его самочувствии.

Пульс на сонной артерии прощупывают подушечками пальцев с любой стороны, прижимая их вдоль трахеи.

Ширину зрачка при закрытых глазах определяют, открывая верхние веки.

Оценка состояния как правило занимает не более минуты.

Далее:

· если он находится в сознании, следует уложить его в удобное положение, накрыть одеждой и до прибытия врача обеспечить покой, наблюдая за дыханием и пульсом.

Если пострадавший находится в бессознательном состоянии, но с устойчивым дыханием и пульсом, его следует положить ровно и удобно, расстегнуть одежду. Создать приток свежего воздуха, давать нюхать нашатырный спирт, обеспечить покой.

Если у пострадавшего отсутствуют дыхание и пульс или дышит он очень редко и судорожно, то ему следует делать искусственное дыхание и массаж сердца.

Самый эффективный способ искусственного дыхания «рот в рот» проводится одновременно с непрямым массажем сердца.

Начинать искусственное дыхание следует немедленно после освобождения пострадавшего от электрического тока и производить непрерывно до прибытия врача или до появления самостоятельного дыхания и сердцебиения.

• 5. Средства защиты от поражения электрическим током и сроки испытания. Средство защиты — это средство предотвращающее или уменьшающее воздействие на одного или более работающих опасных и вредных производственных факторов. Электрозащитные средстваэто переносимые и перевозимые изделия, служащие для защиты людей, работающих с электроустановками, от поражения эл. током, от воздействия эл. дуги и эл. магнитного поля. К ним относят:
  • · Изолирующие штанги — через 24 месяца поверка
  • · изолирующие клещи — 24
  • · электроизмерительные клещи — 24
  • · изолирующие устройства и слесарно-монтажный инструмент — 12
  • · диэлектрические перчатки — 6
  • · боты- 36
  • · галоши, сапоги — 12
  • · изолирующие накладки и подставки — 24
  • · индивидуальные экранирующие комплекты, переносные заземления -12
  • · оградительные устройства и диэлектрические колпаки -12

Кроме этого при работе с электроустановками применяются СИЗ — очки, каски, противогазы, рукавицы, пояса, страховочные канаты. Основные защитные средства позволяют прикасаться к токоведущим частям, дополнительные защищают от напряжения прикосновения и шага.

• 1. Обслуживание скважин, оборудованных ЭЦН.
• 2. Техническое освидетельствование сосудов, работающих под давлением.

Сосуды должны устанавливаться на открытых площадках в местах, исключающих скопление людей, или в отдельно стоящих зданиях. Не разрешается установка сосудов, регистрируемых в органах Ростехнадзора, в жилых, общественных и бытовых зданиях, а также примыкающих к ним помещений.

Установка сосудов должна исключать возможность их опрокидывания, возможность осмотра, ремонта и очистки их с внутренней и наружной сторон.

Сосуды должны быть зарегистрированы в органах Ростехнадзора. Регистрация сосудов производится на основании письменного заявления владельца сосуда.

При перестановке сосудов на новое место или передаче сосуда другому владельцу, а также при внесении изменений в схему его включении я сосуд до допуска в работу должен быть перерегистрирован в органах Ростехнадзора.

Сосуды должны подвергаться техническому освидетельствованию после монтажа, до пуска в работу, периодически в процессе эксплуатации и в необходимых случаях — внеочередному освидетельствованию.

Объем, методы и периодичность технических освидетельствований сосудов (за исключением баллонов) должны быть определены изготовителем и указаны в инструкции по монтажу и эксплуатации.

Первичное и внеочередное освидетельствования сосудов, регистрируемых в органах Ростехнадзора, а также периодическое техническое освидетельствование таких сосудов, содержащих взрывоопасные, пожароопасные вещества 1-го и 2-го классов опасности по ГОСТ проводятся инспекторами Ростехнадзора.

Периодическое техническое освидетельствование регистрируемых сосудов, не содержащих указанных выше веществ, проводится специалистами организаций, имеющих разрешение (лицензию) органов Ростехнадзора на проведение технических освидетельствований.

Сосуды подвергаются наружным и внутренним осмотрам, а также гидравлическим испытаниям.

Владелец обязан обеспечить содержание сосудов в исправном состоянии и безопасные условия его работы.

В этих целях необходимо:

назначить приказом из числа специалистов, прошедших проверку знаний, ответственного за исправное состояние и безопасное действие сосудов, а также ответственного по надзору за техническим состоянием и эксплуатацией сосудов;

назначить необходимое количество лиц обслуживающего персонала, обученного и имеющего удостоверения на право обслуживания сосудов, а также установить порядок осмотра, проверки действия арматуры, КИП, предохранительных и блокировочных устройств и поддержания сосудов в исправном состоянии; результаты осмотра и проверки должны записываться в сменный журнал;

обеспечить проведение технических освидетельствований, диагностику сосудов в установленные сроки;

обеспечить порядок и периодичность проверки знаний персоналом инструкций по режиму работы и безопасному обслуживанию сосудов;

обеспечить специалистов Правилами ПБ 03−576−03 и руководящими указаниями по безопасной эксплуатации сосудов, а персонал — инструкциями;

обеспечить выполнение специалистами Правил, а обслуживающим персоналом — инструкций.

К обслуживанию сосудов допускаются лица не моложе 18 лет, годные по состоянию здоровья, обученные, аттестованные и имеющие удостоверения на право обслуживания сосудов.

Периодическая проверка знаний персонала, обслуживающего сосуды, должна проводиться не реже одного раза в 12 месяцев.

Результаты проверки знаний оформляются протоколом, Допуск персонала к самостоятельной работе по обслуживанию сосудов оформляется приказом по организации.

Порядок аварийной остановки сосуда и последующего ввода в работу должен быть указан в инструкции.

При ремонте сосуда в соответствии с графиком ППР следует соблюдать требования безопасности, изложенные в отраслевых правилах и инструкциях.

Работы по ремонту должны выполняя организациями, имеющими лицензию Ростехнадзора.

• 3. АГЗУ «Спутник» АМ-40 Составные части АГЗУ, их назначение. На АГЗУ идет сбор нефти от каждой скважины по индивидуальному нефтепроводу вместе с газом и пластовой водой. На АГЗУ производят учет точного количества поступающей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, нефтяного газа и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на газоперерабатывающий завод. Продукция скважин по выкидным линиям, последовательно проходя обратный клапан и задвижку, поступает в переключатель скважин, после которого по общему коллектору через отсекатель попадает в сборный коллектор. В переключателе продукция одной скважины направляется в двухъемкостной замерный гидроциклонный сепаратор, где газ отделяется от жидкости. Газ по трубопроводу проходит через поворотный затвор, смешивается с замеренной жидкостью и по трубопроводу поступает в общий сборный коллектор. Отделившаяся в верхней части газосепаратора жидкость поступает в нижнюю емкость и накапливается в ней. По мере повышения уровня нефти поплавок поднимается и по достижению верхнего заданного уровня воздействует на поворотный затвор, перекрывая газовую линию. Давление в сепараторе повышается и жидкость из него начинает вытесняться через счетчик расхода. При достижении жидкостью нижнего уровня открывается газовая линия, давление падает и начинается новый цикл накопления жидкости в нижней емкости. Измеряемый дебит фиксируется электромагнитным счетчиком блока управления. Аварийная блокировка скважин в установке происходит при давлении в общем коллекторе выше допустимого.
• 4. Обязанности работника при возникновении пожара на обслуживаемом объекте.
• 1. Немедленно сообщить о пожаре в пожарную часть по телефону 01 и встретить пожарную команду.
• 2. Сообщить о пожаре руководству предприятия (списки руководителей с домашними и рабочими телефонами должны находиться в определенном месте) согласно плана ликвидации аварий.
• 3. Отключить электросеть и потребителей при помощи рубильника на входе.
• 4. Выключить вытяжную и приточную вентиляцию.
• 5. Очаг пожара накрыть кошмой или асбестовой тканью, если это возможно. Воспользоваться огнетушителями — принять меры к тушению пожара.
• 6. Принять меры к эвакуации людей и оборудования в соответствии с планом эвакуации.
• 7. Удалить из очага пожара легковоспламеняющиеся и взрывчатые вещества.

После ликвидации пожара привести все помещения предприятия в пожаровзрывобезопасное состояние.

• 5.Правила безопасности при чистке труб от отложений парафина.
• 1. Техническое обслуживание насосов ЦНС.
• 2. Принципиальная схема сбора, транспорта и подготовки нефти на участках добычи. Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Технически и экономически целесообразно нефть перед подачей в магистральный нефтепровод подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц. На нефтепромыслах используют централизованную схему сбора и подготовки нефти. Сбор продукции производят от группы скважин на автоматизированные групповые замерные установки — АГЗУ. Там производят учет точного количества поступающей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, нефтяного газа и мех.примесей. Отделенный газ идет на газоперерабатывающий завод. Частично обезвоженная и дегазированная нефть поступает по сборному коллектору на центральный пункт сбора — ЦПС, где сосредоточены установки по подготовке нефти и воды — УКПН. Там осуществляют все операции по подготовке. Обезвоженная, обессоленная и дегазированная нефть, после завершения окончательного контроля поступает в резервуары товарной нефти и затем на головную насосную станцию магистрального нефтепровода.
• 3. Резервуары:конструкция, назначение. Нефтяные резервуары (емкости) предназначены для накопления, кратковременного хранения и учета «сырой» и поворотной нефти. Группу резервуаров, сосредоточенных в одном месте, называют парком. Согласно нормам, объем сырьевых резервуаров должен быть не менее пятикратного суточного объема добычи нефти, а товарных резервуаров — двухкратного. На промыслах используют в основном стальные цилиндрические резервуары вместимостью 100−20 000м3 и реже железобетонные подземные резервуары вместимостью 10 000 м³. Нефтяные резервуары строят из несгораемых материалов в наземном, полуподземном и подземном исполнении. Стальные резервуары сооружают с постоянной или переменной толщиной стенок корпуса. В зависимости от объема и высоты их изготовляют из листовой стали толщиной от 4 до 10 мм. По технологическим условиям (сварка) листовая сталь менее 4 мм не может применяться, если даже расчетная толщина стенки получается меньше. При сооружении корпуса резервуара стальные пояса могут располагаться тремя способами: ступенчатым, телескопическим и встык. Толщину стенки рассчитывают исходя из высоты столба жидкости. Толщину днищ обычно принимают не более 5 мм. Крышки резервуаров изготовляют из листовой стали толщиной не более 2,5 мм, они бывают конические, сферические, плоские. На нефтяных месторождениях они плоские. Крыши резервуаров располагаются на строительных перекрытиях (фермах) которые могут опираться как на промежуточные колонны внутри резервуара, так и непосредственно на его стенки. Оборудование стальных резервуаров и их конструктивные схемы должны обеспечивать их правильную и безопасную эксплуатацию, в частности:
  • — Накопление и опорожнение резервуаров
  • — Замер уровня нефти
  • — Отбор проб нефти
  • — Зачистку и ремонт резервуаров
  • — Отстой нефти и удаление подтоварной воды
  • — Поддержание давления в резервуаре в безопасных пределах

На нефтяных резервуарах монтируется оборудование: приемо-раздаточные патрубки, приемная труба, замерный люк, световой люк, люк-лаз, сифон, дыхательный клапан, гидравлический предохранительный клапан, захлопка для принудительного закрытия.

• 4. Порядок расследования легких несчастных случаев на производстве. Расследование несчастных случаев проводится комиссией, образуемой из представителей работодателя, включающих специалиста по охране труда. В состав комиссии входит не менее трех человек и она утверждается приказом руководителя организации. Руководитель, непосредственно отвечающий за безопасность на участке, где произошел несчастный случай, в расследовании участия не принимает. Расследование проводится в течение трех суток с момента его происшествия. Несчастные случаи, о которых не было своевременно сообщено работодателю или в результате которых нетрудоспособность наступила не сразу, расследуются по заявлению пострадавшего или его доверенного лица в течение месяца со дня поступления этого заявления. Результаты расследования оформляются актами по форме Н-1. Эти документы государственной отчетности хранятся на предприятии в течении 45 лет и используются при учете и анализе производственного травматизма. При расследовании выявляются и опрашиваются очевидцы и лица, допустившие нарушения требований охраны труда. Получают объяснения от пострадавшего и информацию от работодателя. Выполняются технические расчеты, лабораторные исследования, экспертные работы.
• 5. Правила безопасности при проведении огневых работ на взрывопожароопасных объектах. К огневым работам относятся производственные операции, связанные с применением открытого огня, искрообразованием и нагреванием до температуры, способной вызвать воспламенение материалов и конструкций (электросварка, газосварка, бензо — керосинорезка, паяльные работы, механическая обработка металла с образованием искр и т. п.).

Огневые работы на действующих взрывоопасных и взрывопожароопасных объектах допускаются в исключительных случаях в специально отведенных для этой цели постоянных местах.

Огневые работы на взрывоопасных и взрывопожароопасных объектах должны проводиться только в дневное время (за исключением аварийных случаев). Требования настоящей инструкции распространяются как на работы выполняемые, подразделением филиала, так и на работы, выполняемые сторонними организациями на территории объекта.

К выполнению огневых работ допускаются лица (электросварщик, газосварщик, газорезчик, бензорезчик, паяльщик и т. д.), прошедшие специальную подготовку и имеющие квалификационное удостоверение, дающее право допуска к определенному виду работ, после обучения и аттестации в соответствии с требованиями «Положения о порядке подготовки и аттестации работников, эксплуатирующих опасные производственные объекты, подконтрольные ГГТН РФ», прошедшие необходимый инструктаж.

Огневые работы подразделяются на два этапа: подготовительный и основной, т. е. непосредственного проведения огневых работ.

Огневые работы могут проводиться только при наличии наряда — допуска, подписанного руководителем подразделения филиала, где выполняются огневые работы, и утвержденные начальником цеха или его заместителем по производству.

В аварийных случаях наряд — допуск на проведение огневых работ может выдаваться руководителем подразделения филиала, где должны быть выполнены огневые работы, или лицом его замещающим. В этом случае огневые работы проводятся под непосредственным руководством лица, выдавшего наряд — допуск с обязательным уведомлением технического руководителя (главного инженера) филиала.

Лицо, выдающее наряд-допуск, несет ответственность за полноту мер безопасности, указанных в нем, достаточную квалификацию ответственного руководителя работ, ответственного исполнителя работ, членов бригады (звена) и обязательно осуществляет контроль за выполнением мероприятий по обеспечению безопасности производства работ, предусмотренных в наряде-допуске.

Ответственные за подготовку и проведение огневых работ (руководители работ) назначаются из числа специалистов, прошедших проверку знаний в области промышленной безопасности. Ответственный руководитель работ несет ответственность за полноту и точное выполнение мер безопасности, указанных в наряде-допуске, квалификацию ответственного исполнителя работ и рабочих, включенных в наряд-допуск.

После выполнения всех мероприятий, предусмотренных в наряде — допуске, лица, ответственные за подготовку и проведение огневых работ, ставят свою подпись соответственно в п. 11, после чего руководитель подразделения, где проводятся огневые работы, или лицо, его замещающее, проверяет полноту выполнения мероприятий, согласовывает с пожарной службой (при необходимости с другими службами предприятия), расписывается в наряде — допуске и передает его на утверждение техническому руководителю (главному инженеру) филиала или его заместителю по производству или начальнику производства.

Состав бригады исполнителей огневых работ и отметка о прохождении инструктажа заносятся в п. 9 наряда — допуска.

Наряд-допуск согласовывается с соответствующими пожарными службами (филиала, подразделения филиала, пожарной охраной при совместной работе по договору), а в случае их отсутствия согласовывается со специалистом, ответственным за пожарную безопасность объекта) в части обеспечения мер пожарной безопасности и наличия на месте проведения огневых работ первичных средств пожаротушения.

Наряд-допуск согласовывается со службами охраны труда и промышленной безопасности, механо-энергетической, а также с руководителями взаимосвязанного цеха, участка (в зависимости от вида работы). В наряде-допуске должно быть оформлено согласование или делается запись «не требуется».

Один экземпляр наряда-допуска остается у лица, ответственного за проведение огневых работ, другой передается ответственным за подготовку огневых работ пожарной службе филиала, о чем регистрируется в журнале.

Если в филиале отсутствует пожарная служба, руководитель, утвердивший наряд-допуск на проведение огневых работ, должен выделить ответственного из числа специалистов филиала для проверки выполнения мероприятий, обеспечивающих пожаробезопасность при проведении огневых работ. В данном случае наряд-допуск регистрируется в журнале и хранится у вышеуказанного лица.

Исполнители могут приступить к выполнению огневых работ только с разрешения лица, ответственного за проведение огневых работ.