Здавалка
Главная | Обратная связь

Техника безопасности



Во время подъёма или спускания длинномерных грузов, если крановщик (машинист) не может видеть груз во всех положениях, должны быть назначены один или два сигнальщика, которые следили бы за грузом на всем пути перемещения и подавали необходимые сигналы крановщику. Запрещается проводить работы без сигнальных эстакад или мест безопасного нахождения сигнальщика или стропальщика. При погрузке длинномерных грузов на одну четырехосную платформу и расположении общего центра тяжести грузов в вертикальной плоскости, в которой находится поперечная ось вагона, допускается вес груза в зависимости от его длины и типа рессорного подвешивания платформ.

№5. Организация и проведение газоопасных работ

К газоопасным работам относятся работы, связанные с осмотром, чисткой, ремонтом, разгерметизацией технологич оборудования, коммуникаций, в том числе работ внутри емкостей, при проведении которых не исключена возможность выделения в рабочую зону паров, газов, или др вредных вещ-в, способных вызвать взрыв, загорание, оказать врезное воздействие на организм чел кА, а так же работы при недостаточном содержании кислорода(ниже 20%)

Газоопасные работы разделены на виды:

1) Проводимые с оформлением наряда-допуска

2) Проводимые без оформления наряда –допуска, но с обязат регистрацией перед началом работ

3) Работы, вызванные необходимостью ликвидацииии локализации возможных аварийных ситуаций и аварий

Перечень газоопасных работ устан-ся начальником цеха, согласовывается с соответсв оргнизациями.

Каждая газоопасная работа состоит из 2х этапов:

-подготовка объекта

-непосредст проведение газоопасной работы

 

Билет №16

№1. Обслуживание скважин, оборудованных ШГН.

При осмотре станка –качалки проверить общее состояние:

1) Фундамент

- наличие трещин, деформаций

-положение и состояние плит

2) Станок-качалка

-положение в вертик плоскости

-центрация

-наличие посторонних шумов

-уравновешанность

-наличие и испрвность заземления станка качалки и экспл колонны скважины, эл двигателя, БУС

-наличие подтеков по валам редуктора

После проверки общего состояния приступают к поузловому осмотру, остановив станок-качалку

1) Осмотр электрооборудования( надеть диэлектрич перчатки)

-состояние эл двигателей, кабелей

-наличие ручки на ключе управления

-знаки безопасности

-запорное устройство, его механич отключение

-крепление эл двигателя

2) ограждение к площади обслуживания

-наличие и состояние дуг безопасности на станке и их подъемные крепления

-наличие и состояние лестницы

-наличие и состояние ограждения шкива эл двигателя

3) рама и стойка

- наличие и состояние крепежных изделий

-наличие трещин и деформаций

-наличие эл-ов , самой конструкции и лестнице на станке

4) редуктор

-уровень масла

-исключение подтеков

-состояние и наличие крепежных изделий

-состояние кривошипа и его крепление на валу, положение противовесов на кривошипе

-наличие свободного хода ведущего вала в горизонт и вертик плоскости

-состояние и надежность тормозного устройства

5) балансир с головкой и опорой

-наличие и состояние креплений и опоры к стойке

-наличие трещин и деф-ий балансира и головки

-состояние подвесного устройства штанг к головке балансира

Остановка станка-качалки: перевести с автоматич режима на ручной, нажать кнопку стоп, выключить рубильник на пусковом устройстве, вывесить плакат «не вкл», нажать на тормоз.

Смена приводных ремней: ослабить натяжение ремней, снять ограждения, снять ремень, проверить шкивы, установить новые ремни.

№2. Коррозия металла. Способы защиты оборудования от коррозии

Основной причиной коррозии газопромыслового оборудования является химическое или электрохимическое воздействие активных компонентов, входящих в состав извлекаемого флюида, на металл.

Основные виды коррозии:

- коррозия в электролитах, в качестве которых обычно служат кислоты

-коррозия под напряжением, возникающим за счет растяжения НКТ

-коррозионная эрозия

-шелевая коррозия

-биокоррозия

По характеру коррозион разрушения различают:

-сплошную коррозию,

-местную

Коррозия НКТ обычно начинается с некоторой определенной глубины от устья скважины. Скорость коррозии обычных стальных труб составляет 0.2-0.8 мм в год. Присутствие углеводородного конденсата оказывает пассивированное влияние, уменьшая скорость коррозии за счет образования защитной пленки на металле.

Защита оборудования от коррозии с применением ингибиторов( известняковое молоко, сода) явл-ся самым распространенным методом.

На промыслах для защиты различных элементов оборудования довольно широко применяют коррозионно-стойкие металлы(сталь марки 1Х8Н9Т). Защитные покрытия (металлические, пластмассовые, лакокрасочные) можно исп-ть в различных эл-ах газопромыслового оборудования.

№3. НКТ: маркировка, размеры, качество.

Насосно-компрессорные трубы по ГОСТ 633-80 могут выпу­скаться четырех конструкций:

-гладкие и муфты к ним;

-с высаженными наружу концами и муфты к ним (тип В);

-гладкие высокогерметичные и муфты к ним (тип НКМ);

-безмуфтовые высокогерметичные с высаженными наружу концами (тип НКБ).

ГОСТ 633—80 предусматривает изготовление труб по точно­сти и качеству двух исполнений: А и Б.

Трубы всех типов ис­полнения А выпускаются длиной 10 м, с возможными отклоне­ниями ±5 %.

Трубы исполнения Б изготавливают двух групп длин: группа 1 — от 5,5 до 8,5 м; группа 2 — от 8,5 до 10,0 м.

Трубы соединяют с помощью резьб конических с тре­угольным (НКТ) или трапецеидальным (НКМ, НКБ) профи­лем.

При применении НКТ для обеспечения герметичности не­обходимо применять специальные смазки.

Трубы типов НКМ и НКБ относятся к высокогерметичным из-за выполнения специального уплотнительного пояска на ниппельной и муфтовой частях соединения.

№4. Нормы отработки крюков и канатов

Звенья и крюки подлежат отбраковке при:

-наличие трещин –износ -вмятины

Остаточная деформация, изменяющая размеры на 10 %

Не допускается эксплуатация качалок:

- уменьшение диаметра из за износа каната на 7 %

-уменьшение диаметра наружных проволок из за износа или коррозии на 40 % и более

- обрыв хотя бы одной пряди

-выдавливание сердечника

- повреждение из за воздействия темпер или эл дугового заряда

-отсутств на крюке предохран крюка

- перекручив , перегибы каната, заломы

№5. Классификация помещений по взрывоопасности

Основной показатель для подразделения производств по степени взрыв-ти и пожарной опасности – физико-химич св-ва в-в, применяемых в производствен процессе.

1) В соответствии мс СНиП-11-90-81 производства по степени пожарной безопасности делятся

А – получение, хранение газов и паров горючих

Б – обработка и применение газов с ПН больше 10 %

В – применение темпер вспышки больше 61 град , твердые сгораемые в-ва

Г – обработка несгораем в-в и материалов

Д – в холодном состоянии

Е – такое кол-во, при котором не образ опасные смеси

2) Правила устройства электроустр(ПУЭ) по степени взрывной и пожарной опасности делятся:

Взрывоопасные зоны:В1 В1А В1Б В-12 В-2 В-2А

Пожароопасные зоны: П1 П2 П2А П3

3) Правила безопасности в нефтяной и газов пром-ти ПБ-08-324-03:

Зоны:

0 – пространство, в кот постоянно или в течении длит времени присутствует взрывоопасн смесь возд или газа

1 – простр, в кот при норм условиях работы, возможно присутствие взрывоопасн смеси возд или газа

2 – простр, к вот маловероятно появление взрывоопасн смеси возд или газа, а в случае её появления эта смесь присутствует в течение непродолжит периода времени.

 

 

Билет №17

№1. Обслуживание скважин оборудованных ЭЦН.

В процессе эксплуатации погружные электронасосы требу­ют постоянного ухода за ними. Устройство станции управле­ния позволяет контролировать его работу на заданном режиме.

Наблюдение за работой погружного агрегата состоит в сле­дующем:

1. Замер подачи насоса не реже 1 раза в неделю.

2. Замер напряжения и силы тока электродвигателя при спуске установки, а также еженедельно.

3. Подбор ответвлений трансформатора (автотрансформа­тора) для установки минимального тока, потребляемого двига­телем.

4. Подъем агрегата при снижении сопротивления изоляции до 0,05 МОм и ниже.

5. Подъем агрегата при отключении устройства контроля за изоляцией (УКИ) после предварительного замера мегоммет­ром сопротивления изоляции системы кабель - двигатель.

6. Повторный спуск при отключении установки только по­сле измерения сопротивления изоляции системы кабель - двигатель.

7. Периодическая очистка аппаратуры станции управления от пыли и грязи, подтягивание ослабевших и зачистка подго­ревших контактов, проверка затяжки болтов на вводе, выводе и перемычках трансформатора или автотрансформатора (обесто­ченных).

8. Устранение всех других неисправностей аппаратуры со­гласно инструкции по эксплуатации.

В процессе эксплуатации при включении установки в рабо­ту после двух пусков необходима проверка сопротивления изоляции системы кабель - двигатель.

При невозможности ликвидировать неполадки установки в процессе эксплуатации необходимо поднять погружной агрегат в соответствии с инструкцией по ее демонтажу.

№2. Техническое освидетельствование сосудов, работающих под давлением.

1) проверка технической документации;

Необходимо проверить соответствие паспорту данных заводской таблички (клейм, выбитых на сосуде) и регистрационного номера.

2) наружный и внутренний осмотр;

При освидетельствовании следует убедиться в отсутствии дефектов, связанных с изготовлением, транспортированием, хранением и монтажом сосуда. К этим дефектам относятся трещины, вмятины, расслоение и плены металла, смещение кромок свариваемых элементов, коррозионные повреждения и др. В сварных соединениях могут быть выявлены непровары и пористость,

3) гидравлическое испытание.

При заполнении сосуда водой воздух должен быть удален полностью. Для гидравлического испытания сосудов должна применяться вода с температурой не ниже 5 °С и не выше 40 °С, если нет других указаний в проекте. Результаты гидравлического испытания признаются удовлетворительными, если не обнаружено:

течи, трещин, "слезок" и "потения" в основном металле, сварных и заклепочных соединениях (при пневматическом испытании - пропуска газа); течи в разъемных соединениях; остаточных деформаций.

№3. АГЗУ “Спутник“ АМ-40. Составные части АГЗУ, их назначение.

В современных напорных герметизированных системах сбора и транспорта продукции скважины используют автома­тизированные сепарационно-замерные установки АСЗГУ (типов ЗУГ, "Спутник", АГЗУ и т.п.).

Автоматизированная сепарационно-замерная установка "Спутник -А" (рис. 8.1) предназначена для автоматического замера дебита скважин, контроля за их работой, а также авто­матической блокировки коллекторов при аварийном состоянии технологического процесса. Расчетное давление контроля и блокировки составляет 1,6 и 4 МПа (16 и 40 кг/см2).

Установка состоит из следующих узлов:

1) многоходового переключателя скважин,

2) установки измерения дебита, 3

) гидропривода, 4) отсекателей, 5) блока местной автомати­зации (БМА).

Процесс работы установок :

Продукция скважин по выкидным линиям подается в много­ходовой переключатель, который действует как вручную, так и автоматически. Каждому положению этого переключателя со­ответствует подача на замер продукции одной скважины. Про­дукция данной скважины направляется в газосепаратор, состо­ящий из верхней и нижней емкостей. Продукция остальных скважин, минуя газосепаратор, направляется в сборный кол­лектор.

Нефть из верхней емкости газосепаратора перетекает в нижнюю, здесь ее уровень повышается, и при определенном положении поплавка закрывается заслонка на газовой линии газосепаратора. Давление в газосепараторе повышается, и нефть начинает поступать через счетчик-расходомер в сбор­ный коллектор. После этого уровень жидкости и нижней емко­сти снижается, поплавок опускается с открытием заслонки газовой линии, после чего процесс повторяется. Продолжи­тельность этого цикла зависит от дебита скважины.

В блоке местной автоматизации регистрируются накаплива­емые объемы жидкости, прошедшей через счетчик-расходомер (СР).

Следующая скважина включается на замер по команде с БМА с помощью гидропривода. Параметры установок типа "Спутник" приведены в табл. 8.1.

Установка "Спутник-А" работает по определенной (задан­ной) программе, при этом каждая скважина поочередно вклю­чается на замер на определенное время.

Счетчик-расходомер является одновременно сигнализатором подачи скважин. В установке предусмотрена возможность из­мерения количества газа с помощью диафрагмы, установлен­ной в газосепараторе

Количество газа по каждой скважине на АГСЗУ измеряется дифференциальными манометрами и диафрагмами.

После автоматического измерения продукции по каждой скважине смесь жидкости и газа направляется на установки сепарации, откуда — на установку подготовки нефти. Здесь расход газа измеряют самопишущими расходомерами ДП-430 и ДП-632. Механические примеси в нефти определяют по про­стой методике: пробу нефти разбавляют бензином, фильтруют, высушивают и твердый остаток взвешивают. Количество солей в нефти устанавливается лабораторным анализом.

 

№4. Техника безопасности при работе кранами в охранной зоне ЛЭП

Ответственное лицо определяет место установки крана. Кран заземляют, устанавливают выносные опоры, машинист в это время вне кабины.

Делается запись в вахтовом журнале ответственным лицом. Машинист переводит стрелку из транспортного положения в рабочее, определяет опасную зону работ, выставляет ограждения.

Запрещается устанавливать на расстоянии ближе 30 м от ближ провода ЛЭП. При необходимости работать ближе 30м, крановщику выдается наряд-допуск.

Напряжение возд линии, кВ – границы охранной зоны, м: до 1 – 2; 1-20 – 10; 20-35 – 15; 35-110 – 20; 110-220 – 25; 220-500 – 30; 500-750 – 40; 750-1150 – 55.

№5. Правила ведения огневых работ

К огневым работам относятся операции, связанные:

- с применением открытого огня

- с искрообразованием

- с нагреванием до темпер воспламенения материалов и конструкций

Электрогазосварка, паяльные работы, работа болгаркой.

Допускаются во взрывоопасных условиях только в крайнем случае. Под непостредственыым руководством руководителя.

Огневые работы подразделяются на 2 этапа:

1) Подготовка к огневым работам

2) Проведение огневых работ

Должны быть ответственные люди.

 

 

Билет №18

№1. Запорные устройства, их назначение, классификация, конструктивные особенности.

Запорная арматура используется на трубопроводах, и предназначена для управления потоками рабочих сред: воды, пара, нефтепродуктов.

1) конденсатоотводчики -Фазоразделительная арматура предназначена для автоматического разделения рабочих сред в зависимости от их фазы и состояния.

2) предохранительная арматура Является видом арматуры, используемой для автоматического выпуска избытка жидкой, паро- или газообразной среды из системы высокого давления при чрезмерном повышении давления в ней в систему низкого давления или в атмосферу и обеспечивающей безопасную эксплуатацию установок и предотвращение аварий.

3) клапаны регулирующие Затвор клапана регулирующего по конструктивному исполнению может быть стержневым (игольчатым), полым (юбочным), сегментным, тарельчатым и поршневым (клеточным).

4) регулирующая арматура Предназначена для регулирования расхода путем изменения количества протекающей по трубопроводу рабочей среды

5) мембранные запорные клапаны Упругая мембрана, выполняющая функции золотника, перемещается вдоль оси потока в седле клапана, перекрывая проход и обеспечивая при этом герметизацию рабочей полости клапана по отношению к внешней среде.

6) клапаны В зависимости от назначения клапаны подразделяются на запорные, регулирующие, предохранительные перепускные, обратные, отключающие, отсечные, кольцевые, электромагнитные. Также клапаны могут быть односедельными и двухседельными, последние применяются обычно только как распределительные и регулирующие.

7) затворы дисковые Имеют корпус цилиндрической формы (короткий отрезок трубы), диск закреплен на валу по диаметру полости корпуса (возможно некоторое смещение от оси). Поворот диска осуществляется при помощи вращения вала. В положении "открыто" плоскость диска установлена вдоль оси проходного отверстия. Диск может быть плоским или сложной формы.

8) задвижки шланговые Представляет собой расположенный в защитном корпусе эластичный патрубок, который отбортован на фланцах корпуса, изолирует его и другие детали от воздействия рабочих сред. Перекрытие и регулирование потока рабочей среды осуществляется пережатием эластичного шланга. Применяются задвижки с односторонним и двусторонним пережимом шланга.

9) задвижки Задвижки могут быть полнопроходными и суженными, в последних диаметр отверстия уплотнительных колец меньше диаметра трубопровода. По форме затвора задвижки подразделяются на клиновые и параллельные.

Принцип их работы заключается в перекрытии сечения трубопровода без изменения направления потока среды, что при небольшой строительной длине позволяет осуществлять подачу воды или газа в любом направлении и является их преимуществом в сравнении с другими видами запорной арматуры.

10) краны Основными элементами простейшего кранового распредели­теля являются корпус с патрубками для подвода и отвода жидкости и пробка с рукояткой. При повороте пробки осуществляется изменение направления движения жид­кости в системе после распределители.

№2. Схема сбора, транспорта и подготовки нефти в НГДУ.

При закрытой схеме жидкость (нефть с водой и газом) со скважин под действием давления на устье (от 0,8 до 1,0 МПа и более) поступает по выкидным линиям на ГЗУ (групповая замерная установка), где замеряется дебит нефти со скважин. Из ГЗУ нефть направляется в нефтесборный коллектор. По нефтесборному коллектору нефть поступает на 1-ю ступень сепарации, расположенную на центральном сборном пункте (ЦСП). На территории центрального сборного пункта находится установка подготовки нефти (УПН). На ЦСП осуществляется сепарация газа (трех или четырех ступенчатая), обезвоживание, обессоливание и стабилизация нефти. На рис. 173 показана одна из схем промыслового сбора и транспорта нефти и газа, которая не является стандартной, а в зависимости от местных условий и условий разработки ме­сторождений может видоизменяться.

 

Рис. 173. Напорная система промыслового сбора и подготовки нефти и газа: 1 - нефтепроводы; 2 - газопроводы; 3 - трубопроводы сточной воды; 4 - условные границы технологических элементов системы сбора

На данной схеме показано, что нефть со скважин 1 по вы­кидным линиям направляется на групповые замерные установки 2, где осуществляется замер дебита каждой скважины. Во время замера дебита нефти одной из скважин продукция остальных скважин по обводному трубопроводу на ГЗУ направляется в сборный коллектор (нефтепровод), по которому нефть и газ транспортируются до первой ступени сепарации на ЦСП (цен­тральный сборный пункт) 3 или до дожимных насосных станций (ДНС). ДНС строятся на больших по площади нефтепромыслах, когда давление на устье скважин не обеспечивает транспорт нефти и газа до ЦСП. Концевые сепараторные установки 5 уста­навливаются на территории ЦСП, в которых происходит отделе­ние нефти от попутного нефтяного газа при давлении в сепарато­рах, близком к атмосферному. Нефть с концевых сепараторов по­ступает на установки подготовки нефти 6 и далее в резервуары 7. Нефть с резервуаров после ее замера и оформления соответст­вующего документа представителями НГДУ и территориального нефтепроводного управления насосами откачивается в магист­ральный нефтепровод на НПЗ или другим потребителям.

Если нефть имеет высокий газовый фактор, то газ после сепарационной установки поступает на прием компрессоров газо­компрессорной станции 9. Компрессорами газ перекачивается до газобензинового завода 11 или в магистральный газопровод и да­лее до пунктов его потребления.

Вода из отстойников, установок по подготовке нефти и РВС (резервуар вертикальный стальной) собирается по дренажным линиям и поступает на установки подготовки воды 10. С устано­вок подготовки вода после очистки от пленки нефти и механиче­ских примесей поступает на КНС (кустовые насосные станции) и закачивается в нагнетательные скважины.

№3. КИП БР – 2,5. Назначение. Работа БР – 2,5 в автоматическом режиме.

Блочные автоматизированные установки для приготовления и до­зировки деэмульгаторов и ингибиторов коррозии типа БР-2,5, БР-10, ИБР-25 могут быть использованы в любой точке трубопровода про­мысловой системы сбора и подготовки нефти на участке от сква­жин до установки комплексной подготовки нефти.Установки типа БР-2,5 и БР-10 смонтированы на раме-санях в теплоизоляционной будке, которая герметичной перегородкой разделена на два отсека: технологический и отсек системы контроля и управления. Отсеки обогреваются взрывозащищенными электрона­гревателями. В технологическом отсеке смонтированы технологиче­ская емкость с вмонтированным трубчатым электронагревателем, .шестеренный и дозировочный насосы, запорно-регулирующая арма­тура и датчики системы контроля и управления. Технологическая емкость предназначена для хранения и подогрева реагента. С по­мощью шестеренного насоса заполняют емкость, проводят периоди­ческую циркуляцию реагента по линии емкость—насос—емкость для поддержания постоянной его концентрации в емкости, смыва с по­верхности электронагревателя возможного пригара реагента и пре­дотвращения загустевания ингибитора коррозии. Шестеренный насос включается и выключается автоматически по заданной программе. Температура реагента в емкости поддерживается автоматически в интервале 20—60 °С. Дозировочным насосом непрерывно подают реагент в технологи­ческий трубопровод. Размер дозы регулируют вручную поворотом лимба регулировочного механизма.

№4. Техника безопасности при работе с химическими реагентами

Деэмульгаторы – для подготовки нефти, обезвоживание, обессоливание. В качестве их растворителей – метанол, бензол.

1) Дислован: низкая темпер вспышки. Избегать попадания в глаза, лицо, кожу. Работа должна проводиться в щитках, очках, противогазах. Следует избегать длительного дыхания их паров. Хранить в плотной емкости при темпер меньше 55 град.

2) Сипарол: противопожарн. безопасность; избегать попадания в глаза, лицо, руки; работа в перчатках; следует применять противогазы марки А; защищать от солнца; нельзя дышать парами; хранить в плотно-закрытой посуде.

Ингибиторы – от коррозии. Отдельная спецодежда, резиновые сапоги, перчатки. Фильтрац противогазы, запрешается засасывать ртом. В случае попадания в рот вызвать рвоту, прочистить желудок.

№5. Шаговое напряжение, способы выхода из зоны поражения

ШН – на расстоянии 1м. Наименьшее в начале зоны 20м и наибольшее в месте замыкания проводника. Ширина шага также влияет на ШН. Следует делать небольшие шаги 25-30см, выходя из потенциал зоны.

Билет №19

№1. Виды подземного и капитального ремонта скважин.

Работы, связанные с устранением различных неисправно­стей внутрискважинного оборудования, и геолого-технические мероприятия, проводимые в призабойной зоне продуктивного пласта, называются подземным ремонтом скважин.

Отношение времени фактической работы скважин к их об­щему календарному времени за год (месяц) называется коэффи­циентом эксплуатации скважин. Коэффициент эксплуатации счи­тается неплохим, если равен 0,95-0,96. Подземный ремонт сква­жин, в зависимости от вида и сложности работ, подразделяется на текущий и капитальный. К текущему подземному ремонту скважин относят:

1) ликвидацию обрыва или отворота насосных штанг;2) смену насосно-компрессорных труб или штанг;3) смену глубинного насоса или ЭЦН;

4) изменение глубины подвески насосного оборудования (ЭЦН, ШГН);

5) замену ПЭД в результате изоляции «О»;6) замену ЭЦН;7) замену кабеля;

8) очистку или смену песочного якоря;9) очистку скважин от песчаных пробок и парафина;10) удаление со стенок НКТ солей, парафина;

11) подъем и спуск насосного оборудования для проведения в скважине исследовательских работ;

12) подъем НКТ в фонтанных скважинах для очистки от уле­тевших в них скребков, глубинных манометров, глубин­ных термометров и т.д.

Эти работы выполняются специализированными бригада­ми по подземному ремонту скважин. Работы, связанные со сложными операциями в стволе сква­жины, называются капитальным ремонтом. К ним относятся:

1) работы, связанные с ликвидацией аварий (полей труб, штанг, насосов, ЭЦН, запарафинивание труб и штанг);2) работы по проведению изоляционных работ;3) исправление поврежденных эксплуатационных колонн;

4) работы по переводу скважин с одного объема разработки на другой;

5) работы по проведению ГРП, щелевой разгрузки, обработке призабойной зоны пласта оксидатом, кислотами и т.д.;6) фрезерование в эксплуатационной колонне (падение метал­лических предметов, образование сальников);

7) ликвидация создавшегося в эксплуатационной колонне сальника из кабеля КРБК;8) разбуривание цементных стаканов и т.д. Вышеперечисленные и другие виды капитальных ремонтов выполняются бригадами капитального ремонта скважин.

№2. Устройство дожимной насосной станции, её назначение.

Дожимные насосные станции предназначены для осуществ­ления первой ступени сепарации нефти из газа в целях даль­нейшего раздельного транспорта нефти центробежными насо­сами, а газа под давлением сепарации.

Дожимные насосные станции выпускаются в блочном ис­полнении двух типов.

К первому типу относятся ДНС на базе сепарационных ус­тановок с насосной откачкой блочной насосной (БН). Разрабо­тано 12 типоразмеров блоков: от БН-500-9 до БН-2000-26. Шифр блока: БН - блочная насосная; первое число - подача насоса по жидкости в м3/сут; второе - давление нагнетания в МПа. Из блоков компонуются дожимные насосные станции различных подач и напора. Станция состоит из технологичес­кого, щитового, канализационного блоков и свечи аварийного сброса газа. Технологический блок включает технологическую емкость и гидроциклоны, один из которых резервный.

Ко второму типу относятся ДНС-7000, ДНС-14000, ДНС-20000, где число указывает на подачу насосных агрегатов в м3/сут. Давление нагнетания насосов 1,9—2,8 МПа. Техноло­гическая единица состоит из блока буферной емкости (где осуществляется сепарация газа) и блока насоса 8НД-9хЗ. В указанных ДНС имеются соответственно две, три, четыре тех­нологические единицы, причем в каждой станции одна техно­логическая единица резервная. Помимо этого, ДНС включает: блоки сбора и откачки утечек нефти, низковольтной аппарату­ры и КИПиА, а также распределительное устройство и свечу аварийного сброса газа.

№3. Глубинные приборы для исследования скважин. Виды исследований.

В настоящее время для изучения гидродинамических свойств пластов нефтяных и газовых месторождений используют следующие методы:

- геофизические методы исследования скважин различными методами каротажа(это различного рода каротажи, то есть прослеживание за изменением той или иной величины с помощью спускаемого на электрокабеле специально­го прибора, снабженного соответствующей аппаратурой.);

- гидродинамические методы исследования скважин и пла­стов(позволяют получать информацию о коллекторских свойствах и строении продуктивных пластов, как по всей толщи­не, так и их призабойных зон, а также наблюдать за положением контуров нефтеносности и газоносности в процессе разработки залежей;

- термодинамические методы исследования скважин.

В промысловой практике применяют следующие методы исследования:

1. Исследование скважин при установившихся режимах иссле­дования на приток, когда показатели работы скважины в те­чение нескольких суток не изменяются.

2. Исследование при неустановившемся режиме работы сква­жин (метод прослеживания за уровнями кривой восстанов­ления забойного давления).

3. Исследование профиля притока в добывающих скважинах и профиля приемистости в нагнетательных скважинах.

Для большей надежности исследование скважин на приток осуществляют на трех или четырех установившихся режимах. На каждом режиме измеряются дебит жидкости (нефть, вода) и газа, забойное и пластовое давление. Дебиты жидкости замеряют на групповых замерных установках (ГЗУ), а газ - с помощью газо­вых расходомеров. Пластовое и забойное давление на каждом ре­жиме измеряются с помощью глубинных манометров. Температуру по разрезу пласта в скважинах измеряют электро­термометрами, которые спускаются в скважину на электрическом кабеле. . Приборы для ис­следования спускаются в работающие скважины. Учитывая, что спуск приборов через насосно-компрессорные трубы в фонтанных и газолифтных скважинах осуществляется при наличии избыточного давления на буфере, в этом случае измерительные приборы в действующую скважину вводят через специальное герметизи­рующее сальниковое устройство, называемое лубрикатор. Замеры забойных давлений на нагнетательных скважинах можно проводить на устье скважины или на кустовой насосной станции (КНС) с по­мощью образцовых манометров. Пластовое давление в промы­словой практике определяют после остановки скважины.Забойные давления на глубоких насосных скважинах опре­деляют лифтовыми манометрами с многоступенчатым ходом ча­совых механизмов, которые подвешиваются на приеме насоса, а на неглубоких скважинах определяют малогабаритными мано­метрами (20-30 мм), которые спускают в межтрубное простран­ство

№4. Подбор и отбраковка противогазов

Промышленные П нельзя применять в условиях недостатка свободного кислорода в воздухе (для марок А,В,Г,Е,К,КД,БКФ-менее 16% по объему, для марок СО и М-менее 18%), а также при содержании в воздухе вредных газов в кол-ве более 2%). Сопротивление П дыханию не должно превышать 180-250 Па. Маску П следует выбрать по размеру, чтобы она плотно прилегала, не давила и не двигалась при резких поворотах головы. Размер шлем-маски подбирается по сумме 2 измерений головы: по круговой линии, через подбородок, щеки и высшую точку головы и по полуокружности от центра отверстий ушей через лоб и надбровные дуги. П, закрепленный за рабочим, должен храниться в спец. отведенных местах, по возможности ближе к месту работы. Фильтрующие П должны заменяться в порядке и в сроки, указанные в тех.паспорте на эти ср-ва защиты. №5. Средства тушения пожара

Горение можно прекратить физически:

- охлаждение горящих вещ-в- изоляция от зоны горения- разбавление негорючими. Хисмически:

- торможение реакции горения путем введения в-в, соединяющ. При разложении с активными центрами горения и понижающие концентрац активных вещ-в( на основе фтора и брома) Средства тушения: вода, углекислый газ CO2, ВОЗД-МЕХАНИЧ ПЕНА, ХИМИЧ ПЕНА, ГАЛОИДИРОВАННЫЕ ув, ПОРОШКОВЫЕ ОГНЕТУШАШИЕ составы, первичные средства пожаротушения(вода, песок, огнетушители) Загорания обозначаются:

А – горение тверд в-в В – горение жидк в-в С – горение газов

Д – горение металлов Е – горение электроустановок

Огнетушители:

1) ОХП – 10 (щелочной состав, колба с кислотой)

Использование: ударить по штырю, стукнуть перевернуть( длина струи 5м, время 60с)Перезарядка: 1раз в год

2) ОВП – 5, 10, 100 (воздушно-пенные)Хар-ки: 5л, 4.5м, 20с

Пользоваться: вода с пенообразованием, газовая трубка, шланг. Выдернуть чеку, давим на рычаг или кнопку, диафрагма прокалывается.

3) ОУ -2, 8, 25 ( углекислотные)Хар-ки: 5л, 35 сек, 2м, 15 кг

Клапан зафиксирован чекой, тушить – двигатели, электроустановки, легковоспламен жид-ти.Перезарядка 1 раз в 5 лет

4) Порошковые ОП – 1,2,5,10Хар –ки: 10 л, 30 с, 6-8м Порошок, трубка с газом, шланг, клапан.

 

 

Билет №20

№1. Фонтанная эксплуатация скважин. Виды осложнений. Регулирование режима работы скважины.

Способ эксплуатации скважин, при котором подъем газо­жидкостной смеси от забоя скважины на дневную поверхность происходит за счет природной (пластовой) энергии, называется фонтанным. Фонтанирование нефтяных скважин происходит за счет гидростатического напора или за счет энергии сжатого га­за, а также за счет энергии сжатых горных пород.

Приток нефти к забоям скважин происходит за счет разно­сти между пластовым и забойным давлением. В случае, когда давление столба жидкости (до устья заполненной скважины) меньше пластового давления, скважина будет фонтанировать. В зависимости от режима работы залежи фонтанирование сква­жины будет происходить за счет энергии гидростатического на­пора или за счет энергии расширения газа, растворенного в неф­ти, или одновременно за счет той и другой энергии. Чаще всего основную роль в фонтанировании скважин играет газ, содержа­щийся вместе с нефтью в пласте, и в тех случаях, когда газ в пла­стовых условиях полностью растворен в нефти и по пласту дви­жется однородная жидкость.

Фонтанирование скважины под действием гидростатического напора бывает тогда, когда давление на устье больше давления насыщения, т.е. Рунас

В этом случае весь газ находится в нефти в растворенном состоя­нии, и забойное давление определяется как давление столба од­нородной жидкости, заполняющей скважину, по формуле: Рзаб=Нρg+Ртру

где Рзаб - забойное давление, МПа; Н - глубина скважины, м; р -плотность жидкости, кг/м3; g - ускорение свободного паде­ния, м/с2; Р - гидравлические потери давления на трение при движении жидкости, МПа; Р - противодавление на устье, МПа.

Если устье фонтанной скважины закрыто, то забойное дав­ление равно пластовому: Рзабпл= Нρg+ Ру

В основном фонтанирование скважин происходит за счет энергии гидростатического напора и энергии расширения газа в нефти. Для таких условий фонтанирования Рунас заб

когда до интервала, где давление равно давлению насыще­ния Рнас движется однофазная жидкость (газ растворен в нефти), а выше идет двухфазный поток (жидкость и газ).

Осложнения в работе фонтанных скважин:

- открытое фонтанирование скважины в результате наруше­ний герметичности устьевой арматуры;

- пульсацию при фонтанировании, которая может привести к аварии;

- скопление пластовой воды на забое скважины, в результате чего скважина может прекратить фонтанирование;

- образование смолопарафинистых отложений на внутренней поверхности насосно-компрессорных труб и в выкидных линиях скважин;

- образование песчаных пробок на забое и в НКТ при добыче нефти из продуктивных пластов, из которых вместе с неф­тью выходит песок;

- отложение солей на забое скважин и в насосно-компрес­сорных трубах.

Режим работы фонтанных скважин можно изменять:

а) со­зданием противодавления на выкиде фонтанной елки установ­кой штуцера (называемого обычно устьевым штуцером) или в трапе;

б) созданием местного сопротивления у башмака фон­танных труб путем применения глубинного штуцера;

в) подбо­ром диаметра и длины колонны подъемных труб.

№2. Схемы самотечных систем сбора нефти и газа в НГДУ.

В зависимости от местных условий, рельефа местности, объемов добычи нефти и газа и т.д. система сбора, транспорта и подготовки нефти может видоизменяться. Универсальной схе­мы не существует. До середины 50-х годов в нашей стране при­менялись негерметизированные двухтрубные самотечные систе­мы сбора и транспорта нефти и газа. По этой схеме на каждой скважине устанавливается трап для отделения нефти от газа, затем из трапа нефть поступает в металлическую емкость (11-16м3), устанавливаемую вблизи устья скважин на металли­ческом постаменте высотой 2-3 м (в зависимости от рельефа ме­стности), где осуществляется замер дебита нефти. Далее нефть из емкости (мерника) за счет разности геодезических отметок между скважиной и ЦСП самотёком поступает на центральный сборный пункт.

Выделившийся из нефти в трапе попутный нефтяной газ под собственным давлением через регулятор давления поступает в газопровод и далее до газоперерабатывающего завода (ГПЗ) или к пунктам собственного потребления (котельные, обезвожи­вающие установки, столовые и т.д.).

Однако самотечная система сбора и транспорта нефти и газа имела очень много недостатков:

1) большая металлоемкость при обустройстве промыслов;

2) большие потери нефти и газа от испарения легких фрак­ций в металлических емкостях (мерниках);

3) образование газовых «мешков» (пробок) в самотечных нефтепроводах. Это приводило к переливам нефти через мерники, в результате чего создавалась замазученность на скважинах, загрязнялась атмосфера и т.д.

№3. Наземное оборудование винтового насоса “Гриффин“.

Установки по внешнему виду мало отличаются от установок ЭЦН. В отличии от ЭЦН нефть в винтовых эл.насосах подается на пов-ть не центробежным, а винтовым способом. Установка винтового эл.насоса состоит из эл.двигателя, гидрозащиты, винтового насоса, кабеля, обор-я, устья С, дистанционного управления, трансформатора. Рабочим органом является однозаходные стальные винты и резинометаллические или пластмассовые обоймы. В процессе работы насоса перекачиваемая жидкость заполняет свободные пространства между винтом и обоймой, т.к. винт вращаясь в осевом направлении не перемещается, то жид-ть заполняющая впадины винтовой полости обоймы будет поступать из одной впадины в другую в соответствии с шагом винта. Отечественная промышленность обеспечивает винтовыми насосами для 5 и 6 дюймовых колонн с подачей 40,80,100 мЗ/сут идр. Австрийская фирма поставляет в Россию винтовые насосы с производит-ю от 1 мЗ/сут до 420 мЗ/сут. Электрический, гидравлический или газовый двигатель приводит во вращение колонную штангу, которая передает вращение ротору. Статором является вязкий износостойкий эластомер, вклеенный в цилиндр из нержавеющей стали.

Условия применения

Производительность до 185 м3/сут

Глубина подачи до 1830 м

Удельная плотность нефти не ниже 0,82

Содержание воды любое

Содержание песка любое

Забойная температура не выше 107оС

№4. Требование техники безопасности при обслуживании ГЗУ «Спутник»

Проверить заземление. Перед тем как войти в «Спутник» необходимо проветрить помещение в течение 15 мин. Для этого необходимо включить вентиляционные установки.

Если они оказались не исправны, то нужно открыть все двери, что бы создать сквозняк. После проветривания АГЗУ можно включить свет и производить необходимую работу, снимать показания счетчика, производить переключение АГЗУ на замер. При работе АГЗУ необходимо визуально контролировать трубопроводы, задвижки, емкости, чтобы не было коррозии , подтеков нефтепродуктов, не травил газ. При обнаружении неполадки, нужно прекратить работу и произвести устранение неисправности. Работы производить вдвоем.

№5 Техника безопасности при газоопасных работах.

При их выполнении следует руководствоваться требованиям заводской инструкции по газоопасным работам. В местах проведения газоопасных работ должны быть установлены предупреждающие знаки безопасности.

Срок единовременного пребывания рабочего в шланговом противогазе определяется лицом, ответственным за проведение газоопасных работ, он не должен превышать 30 минут с последующим отдыхом не менее 15 минут.

Открытый конец приемного воздушного шланга противогаза должен находится в зоне чистого воздуха, для чего его закрепляют на заранее выбранном месте. Выполняющий газоопасную работу и наблюдающий должен следить за тем , чтобы шланг не имел изломов и изгибов. Исправность комплекта шлангового противогаза и своевременность проверки спасательного пояса и веревки, должны проверятся перед началом работ работающим.

 

 







©2015 arhivinfo.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.