Оператор по добыче нефти и газа

 

Билет 1.

1.Пластовое давление и температура. Их влияние на продуктивность пластов.

Пластовым давлением называется давление, под которым находятся жидкость и газ, насыщающие поровые пространства пластов  в нефтяном месторождении. Измеряется глубинным  манометром. Величина начального пластового давления находится в зависимости от глубины залегания нефтесодержащей породы. В нефтяном месторождении пластовое давление зависит от гидростатического напора воды, подпирающей залежь. Можно считать, что с увеличением глубины на 10 м давление увеличивается примерно на одну атмосферу. Пластовая  температура - это температура, под которой находится жидкость или газ, насыщающие породы пласта. С ростом  давления растет и температура. Она повышается на 1градус после каждой геотермической ступени. Эта ступень принята равной  33-34 м глубины. Для различных месторождений земного шара она не одинакова. Температура в пластах измеряется глубинными термометрами. Число метров погружения в глубь  земли соответствующее повышению температуры на 1 градус, называется геотермической ступенью. Знание пластового давления и температуры необходимо для  подсчета запасов нефти и газа. Чем  выше эти показатели, тем продуктивнее пласты.

2. Сепарационные установки и их назначение.  Одноступенчатые и многоступенчатые установки. 

В процессе подъема  жидкости из скважины и транспортирования ее до центрального пункта сбора и подготовки нефти, газа и воды постоянно снижается, и из нефти выделяется газ. Объем выделившегося газа по мере снижения давления в системе увеличивается, и поток в нефтегазосборных коллекторах состоит из двух фаз: газовой и жидкой. Такой поток называется двухфазным или нефтегазовым потоком. Жидкая фаза может в свою очередь, состоять из нефти и пластовой воды, содержание которой в потоке может измеряться от  0 до значительных величин. Такой поток называется трехфазным или нефтегазовым, состоящим из воды, нефти и газа. Процесс, отделения газа от нефти называется сепарацией. Аппарат, в котором происходит отделение газа от жидкости, называется нефтегазовым сепаратором. Если в сепараторе происходит отделение газовой фазы от жидкой сепаратор, называется двухфазным. Если, кроме газа осуществляется отделения и сброс  свободной воды, сепаратор называется нефтеводогазосепаратором или трехфазным сепаратором.

Каждый пункт вывода отсепарированного газа называется ступенью сепарации газа.   Если ступеней сепарации несколько, то сепарацию называют многоступенчатой.

3.Борьба с отложениями парафина.

Основные факторы, влияющие на отложение парафина в трубопроводах.

1.Состояние поверхности стенки нефтепровода, соприкасающейся с нефтью. Шероховатые стенки труб способствуют отложению парафина, так как     интенсифицируют перемешивание потока при турбулентном режиме движения и способствуют выделению газа из нефти непосредственно у стенок труб.

2.Растворяющая способность нефти по отношению к парафиновым соединениям Чем, тяжелее нефть, тем хуже она растворяет парафиновые соединения и тем, следовательно, интенсивнее может выделяться из такой нефти парафин и отлагаться на стенках труб.

3.Концентрация парафиновых соединений в нефти. Чем выше концентрация этих соединений, тем интенсивнее будет отложение парафина при прочих равных условиях.

4.Температура кристаллизации парафином, как известно, кристаллизация парафина, то есть образование твердой фазы, происходит при разных температурах, образование парафинов, кристаллизующихся при высоких температурах, и  отложения их на стенках труб наступает раньше, чем парафинов, кристаллизующихся при низких температурах.

5.Темп снижения давления в потоке нефти. Чем больше перепад давления, тем интенсивнее происходит образование и выделение из нефти газа, способствует понижению температуры нефтегазового потока. Кроме того, разгазирование нефти ведет за собой выделение легких фракций, являющихся наилучшим растворителем парафиновых соединений.

6.Скорость нефтегазового потока. Многочисленными опытами установлено, что чем ниже скорость движения нефти, то есть чем меньше дебит, тем больше образуется парафинов.

7.Наличие в нефти воды.

Методы, предотвращающие образование отложений парафина.

1)Применение высоконапорной системы сбора, снижающей разгазирование  нефти.

2)Использование различных нагревателей для подогрева нефти. (электрическая, горячие жидкости).

 3)Покрытие внутренней поверхности трубопроводов лаками, эпоксидными    смолами, стеклопластиками, снижающие шероховатость труб.

4)Применение специальных ингибиторов парафинообразования.

5)Применение ПАВ, подаваемых к забоям или устьям скважин в поток обводненной нефти, предотвращающее образование нефтяной эмульсии, в результате чего стенки выкидных линий контактируют не с нефтью, способствующей прилипанию твердых частиц парафина, а с пластовой водой, отрицательно действующей на отложение парафина.

6).Применение теплоизоляции, которая одновременно является и антикоррозийным покрытием.

7).Применение резиновых шаров и скребков, периодически вводимых в трубопроводы.

4.Первичные средства пожаротушения.

В качестве первичных средств пожаротушения рекомендуются применять     огнетушители, асбестовые полотна, грубошерстные ткани (кошма, войлок), воду и песок. Огнетушители. В начальной стадии пожара загорания тушат первичными  средствами пожаротушения, куда входят и огнетушители. В зависимости от условий тушения загорании созданы различные типы огнетушителей, которые подразделяются по виду  огнетушащего вещества и способу его тушения  порошковые и углекислотные. Огнетушители порошковые. ОП-2, ОП-3,ОП-5.ОП-10, ОП-50 предназначены для первичного тушения загорания тлеющих материалов, горючих жидкостей, газов и электроустановок, находящихся под  напряжением до 1000В, а также для тушения загорания в бытовых условиях. Данные огнетушители нельзя применять для тушения загорания веществ, горение которых может происходить без доступа воздуха (алюминий, магний и их сплавы, натрий и калий). Порошковые огнетушители являются изделиями многоразового использования, готовыми к применению после их перезарядки. Огнетушитель состоит из герметичного корпуса, наполненного порошком, запор, но пускового устройства, снабженного блокировочным фиксатором (чекой), исключающим несанкционированное воздействие, который должен быть пломбирован, и гибкого рукава. Попадание на огнетушитель при хранении прямых солнечных лучей, атмосферных осадков, воздействие агрессивных сред и удары по корпусу не допускаются. Запрещается выполнять любые ремонтные работы при наличии давления в корпусе огнетушителя. Лица, допущенные к эксплуатации огнетушителя, должны знать инструктивные надписи по приведению огнетушителя в действие.  Правила приведения огнетушителя в действие указаны на корпусе огнетушителя. Тушение очагов пожара на открытых площадях производить с наветренной стороны.

Огнетушители углекислотные (С О₂). О У-2, О У-5, ОУ-8, О У-10,ОУ-25, ОУ- 80  предназначены для тушения загорания различных веществ, горение не может происходить на транспорте, электроустановок, находящихся под напряжением не более 10000 В. Правила приведения огнетушителя в действие указаны на корпусе огнетушителя. При тушении электроустановок, находящихся под напряжением, не допускается подводить раструб ближе  1 м до электроустановки и пламени. Перезарядка и ремонт огнетушителей должны производиться в специализированных организациях на зарядных станциях. Эксплуатация огнетушителей без чеки и пломбы завода-изготовителя или организацией проводившей перезарядку, не допускается.

Огнетушители должны размещаться в легкодоступных и заметных местах, где исключено попадание на них прямых солнечных лучей и непосредственное воздействие отопительных и нагревательных приборов. Температура  эксплуатации от –40 до +50 С. Баллон огнетушителя должен пройти переосвидетельствование через 5 лет после изготовления огнетушителя. Во время действия огнетушителя температура поверхности огнетушителя понижается  до    –60, -70 градусов С. Принять меры против обморожения рук  (рукавицы). После применения в закрытых помещениях следует проветрить  во избежание удушья и отравления. Проводить контроль массы заряда огнетушителя не реже 1 раза в полгода взвешивание до 50 грамм. Для указания местонахождения огнетушителя  на видном месте вывешивается знак  (на высоте 2-2,5 метра). Каждому огнетушителю присваивается номер, который наносят белой краской на корпус огнетушителя и заносят в арматурную карточку, заведенную на нее. Ящики для песка объем 0,5; 0,1 или 3,0 м³. Для помещения и наружных установок категорий А, В, Б запас песка должен быть не менее 0,5 м³. на 500 м² площади, а для помещений и наружных технологических установок категории Г, Д не менее 0,5 м3 на каждые 100м2 площади. Песок просушивают, просеивают, рыхлят. Бочки с водой устанавливаемые рядом с пожарным щитом, должны иметь объем не менее 0,2 м3 и комплектоваться ведрами. Асбестовые полотна, грубошерстные ткани (кошма, покрывало из неорганического  материала) должны быть размером не мене 1×1м и предназначены для тушения очагов пожара на площади не более 50% от пожара. В местах, где находятся  легковоспламеняемые жидкости размер полотен, могут быть увеличены  до 2×15 или 2×2м. Должны храниться в водонепроницаемых закрывающихся футлярах (чехлах, упаковках). Кошма не реже 1 раза в 3 месяца просушиваются и очищаются от пыли. Инвентарь должен быть окрашен по ГОСТу 12.4. 026-76. Использование  ПСПТ, инвентаря для хоз нужд, не по назначению запрещается.

5. Федеральный закон « О промышленной безопасности опасных производственных объектов»

В разделе «Правовое регулирование в области промышленной безопасности» принят Федеральный закон « О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07. 1997г №116-ФЗ Государственной Думой. Определяет правовые, экономические и социальные основы обеспечения безопасной эксплуатации опасных производственных объектов и направлен на предупреждение аварий на опасных производственных объектах и обеспечения готовности организацией, эксплуатирующих опасные производственные объекты к локализации и ликвидации последствий аварий.

Положения закона распространяются на все предприятия. В главе 1 «Общие положения» рассмотрены основные понятия: авария, инцидент; промышленная безопасность; опасные производственные объекты, требования промышленной безопасности Статья 4. Правовое регулирование в области промышленной безопасности. Статья 5 о Федеральном органе исполнительной власти, уполномоченном в области промышленной безопасности. В главе 2 « Основы промышленной безопасности» Лицензирование видов деятельности, сертификация технических устройств, требования промышленной безопасности к проектированию, строительству и приемке в эксплуатацию, требования к эксплуатации опасного производственного объекта. А также требования промышленной безопасности к готовности к действию по локализации и ликвидации последствий аварий на опасном промышленном объекте, производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности, техническое расследование причин аварий.  Экспертиза промышленной безопасности: что подлежит, кто проводит, порядок осуществления экспертизы. Обязательное страхование ответственности за причинение вреда при эксплуатации опасного производственного объекта. В главе 3 Заключения « О вступлении в силу данного закона».

 

 

 

 

 

Билет 2.

1.Понятие о породах-коллекторах. Пористость и проницаемость пород

В результате движения по пластам нефть и газ скапливаются в так называемых ловушках, т. е. в таких участках пористых пород, откуда дальнейшая миграция невозможна или очень затруднена. Горные породы, в которых скапливаются нефть и газ, называется коллекторами, а скопление нефти в этих ловушках называются нефтяными залежами. Если нефти и газа в залежи достаточно велико или в данной структуре пластов горных пород имеется несколько залежей, то образуются нефтяные, нефтегазовые или газовые месторождения. Нефть и газ заполняют поры вмещающей породы. Вместе с нефтью и газом в залежах почти всегда присутствует вода.

Одним из основных свойств горных пород является пористость- наличие в них пустот (пор, трещин и т.д.). Пористость определяет способность породы вмещать в себя нефть, газ и воду. Коэффициент пористости определяется как отношение объема пор образца породы к объему этого образца, в %  m= Vn\ Vо* 100%. Например, если объем образца равен 15 м3, а объем пор 3м3, то пористость составит   m=3\15*100% =20%. Коэффициент пористости колеблется в значительных пределах, т к зерна породы имеют самые различные очертания, более крупные поры могут быть заполнены мелкими зернами породы или цементирующим веществом. Коэффициент пористости песков колеблется от 7 до 53 % , песчаников от 3 до 30% , известняков от 0,5 до 30%. Решающим фактором, характеризующим кол лекторские свойства породы, является проницаемость. Это способность горной породы пропускать жидкость или газ. Проницаемость зависит от размеров пор и каналов, связывающих поры пласта. Пески, песчаники, конгломераты, известняки и доломиты в большей или меньшей степени проницаемы. Однако плотные известняки и доломиты, несмотря на значительную пористость вследствие очень малой величины отдельных пор и каналов могут быть проницаемы только для газа. Глины практически не проницаемы для жидкости и газа, за единицу  коэффициента проницаемости принимают 1м2 . Он соответствует проницаемости такой пористой среды, через поперечное сечение образца которой  площадью 1 м2 при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па * С составляет 1 м3/с. Чем выше проницаемость пластов, тем выше дебиты пробуренных на них скважин. Дебит- количество жидкости, получаемой из скважины в течение суток. Нефтенасыщенность- это степень заполнения пор породы нефтью. Нефтенасыщенность определяется в процессе бурения скважин по данным анализа керна.

  2.Технологическая схема ДНС, принцип действия.

Когда давления на устьях нефтяных скважин недостаточны для транспортирования нефти  или нефтяной эмульсии на большое расстояние до ЦСП, где должна подготовляться нефть, тогда приходиться строить дожимные насосные станции (ДНС). В состав ДНС входят нефтегазовые сепараторы, иногда буферная емкость для отсепарированой нефти, насосы для откачки нефти, электротехническое оборудование (трансформаторная подстанция, станция управления). Дожимные насосные станции, как правило, работают в автоматическом режиме. При помощи средств автоматики в зависимости от количества поступающей нефти, объема сепаратора или буферной емкости и подачи, установленных насосов устанавливается режим откачки нефти с ДНС. Он может быть непрерывный и периодический.

Управление периодической откачки нефти осуществляется при помощи специальных средств автоматики, называемых автоматами откачки. От датчиков этих приборов в зависимости от уровня жидкости в сепараторе или буферной емкости подается команда на включение или отключение насосов.

В состав ДНС, особенно удаленных от ЦСП на большее расстояния, при значительной обводнености нефти (более 30 %) часто предусматриваются установки по частичному обезвоживанию нефти или предварительному сбросу пластовой воды. Для этой цели имеются эффективные химические реагенты (деэмульгаторы), позволяющие осуществлять предварительный сброс пластовой воды без нагрева водонефтяной эмульсии, т. е. частичное обезвоживание нефти осуществляется при низких t  (от 5  град. до 20 град.  С)

ДНС с предварительным сбросом пластовой воды работает следующим образом. Нефтегазоводная смесь из сборного коллектора через патрубок  поступает в 3-х фазный сепаратор. Газ,  отделившись от жидкости, через регулятор давления «до себя»  и расходомер  поступает в газопровод  и, под собственным давлением , транспортируется на ГПЗ, а смесь  (эмульсия) воды с нефтью сначала поступает в каплеобразователь, а затем перетекает во второй отсек сепаратора, где происходит разрушение эмульсии за счет подачи эффективного деэмульгатора из емкости  дозированным насосом. Вода через исполнительный механизм  сбрасывается в буферную емкость, оттуда насосами отправляется на БКНС, а обезвоженная нефть поступает в расходомер, а затем на прием центробежных насосов  и транспортируется до ЦСП. Откачка воды регулируется от положения уровня «нефть-вода» регулятором и исполнительным механизмом. Система автоматики предусматривает попеременную работу насосных агрегатов, автоматическое включение резервного насоса при выходе из строя рабочего агрегата, а также автоматическую остановку насосов откачки при срыве подачи. Все эти операции осуществляются  при помощи ЭКМ, установленных на выкидных линиях насосов и приборов КиП, связанных с пусковыми устройствами.

 ( см. Схема ДНС с предварительным сбросом пластовой воды.) Для ускорения строительства ДНС разработаны и изготавливаются блочные сепарационные установки с насосной откачкой БН-500-21, БН-1000-25, БН-2000-26. Состоит из следующих транспортабельных блоков: ехнологического, щитового, канализации и свечи аварийного сброса газа.

3. Способы регулирования дебита фонтанных скважин.

Правильная эксплуатация фонтанных скважин заключается  в том, чтобы обеспечить оптимальный дебит при возможно меньшем газовом факторе.

Кроме того, при фонтанировании необходимо поддерживать такие скорости струи жидкости, чтобы песок не мешал нормальной работе скважины, т. е. чтобы поступление песка в нее было наименьшим. В процессе добычи необходимо регулировать соотношения нефти и воды в продукции скважины, когда она начинает обводняться. Для обеспечения длительного и бесперебойного фонтанирования в большинстве случаев приходится ограничить дебит скважины. Величину дебита скважины регулируют созданием противодавления на ее устье при помощи штуцера  (металлической втулкой с небольшим отверстием), устанавливаемого в выходной линии.

Большое распространение в практике получили быстросменяемые и быстро регулируемые забойные штуцеры, которые устанавливаются в фонтанных трубах на  любой глубине и удерживаются с помощью специальных пакеров. Для спуска и подъема таких штуцеров используют специальный инструмент.

Устьевые штуцеры применяют различных конструкций  в зависимости от характеристики скважины. Диаметр штуцера подбирают опытным путем, в зависимости от заданного режима скважины, он может быть от 3 до 15 мм и выше. Если наблюдается вынос из пласта песка, применяют штуцеры, способные длительное время противостоять истирающему действию песка.

Такой штуцер представляет собой массивную втулку с отверстием в середине.

Штуцер устанавливается после боковой задвижки фонтанной арматуры, между  фланцевым соединением обвязки.  Чтобы обеспечить замену и установку штуцера, непосредственно за ним в обвязке монтируется штуцерный патрубок 1-1,2 м из толстостенной бурильной трубы.

4. Ограждение движущихся частей механизмов. Основные требования, предъявляемые к ограждениям.

Все потенциально опасные места объектов нефтедобычи должны иметь ограждения, закрывающие доступ к ним со всех сторон. Открывать дверцы ограждений или снимать ограждения следует после полной остановки оборудования или механизма. Пуск оборудования или механизма разрешается только после установки  на место  и надежного закрепления частей съемных.

Высота перильных ограждений должна быть не мене 1,25 м, высота нижнего пояса ограждения должна равняться 15 см, промежутки между отдельными поясами должны составлять не более 40 см, а расстояние между осями смежных стоек - не более 2,5 м. При использовании перильных ограждений, для приводных ремней,  с внешней стороны обоих шкивов на случай разрыва ремня устанавливаются металлические лобовые щитки. Допускается использование перильных ограждений для закрытия  доступа к движущимся частям оборудования и механизмов, если имеется возможность установки ограждений на расстоянии более 35 см от опасной зоны. При отсутствии такой возможности ограждение должно быть выполнено сплошным или сетчатым.

5. Виды инструктажей.

Водный инструктаж  включает общие вопросы – основные понятия  трудового законодательства, правила внутреннего трудового распорядка, правила перевозки рабочих транспортными средствами, правила техники безопасности при погрузочно-разгрузочных работах, транспортирование грузов, требования пожарной безопасности, методы и способы оказания первой (доврачебной) помощи при несчастных случаях и др. Вводный инструктаж должен проводить работник службы техники безопасности или лицо, на которое возложены эти обязанности. Инструктаж по технике безопасности на рабочем месте  заключается в ознакомлении рабочего с порядком подготовки рабочего места, с оборудованием, с приспособлениями, их характеристикой и конструктивными особенностями, возможными опасными и безопасными методами и приемами работы. Инструктаж на рабочем месте проводит непосредственный руководитель работ (мастер, начальник установки, механик цеха и т.п.). Инструктаж на рабочем месте проводится по утвержденным главным инженером предприятия программам, составленным на основании действующих правил и инструкций по технике безопасности и производственной санитарии с учетом конкретных условий производства. Инструктаж на рабочем месте подразделяется на:  первичный, повторный, внеочередной, разовый. Первичный инструктаж проводится перед назначением на самостоятельную работу, при переводе на другую должность или участок с иным характером работы. При этом рабочие проходят и практическое обучение (стажировку).  С целью освоения рабочими безопасных методов и приемов труда, углубления знаний по технике безопасности и производственной санитарии не реже чем через 3 мес. проводится периодический (повторный) инструктаж. Для определенных рабочих профессий периодический инструктаж проводится не реже 1 раза в 6 мес. .При внедрении новых технологических процессов и методов труда, новых видов оборудования и механизмов, при внедрении в действие новых правил и инструкций по технике безопасности, а также несчастном случае или аварии, происшедших из-за неудовлетворительного инструктажа рабочих, должен проводится  внеочередной инструктаж. Разовый инструктаж проводится перед выполнением работ разового характера, не связан с выполнением работ по основной профессии.

 

 

БИЛЕТ 3.

1.Понятие о скважине.

Скважиной называется цилиндрическая горная выработка, имеющая при малом поперечном сечении весьма значительную длину. Начало скважины называется устьем, ее конец - забоем. Все полное пространство скважины, от ее устья до забоя, называется стволом. Скважины могут быть вертикальными или наклонно направленными. В отдельных случаях бурят горизонтальные скважины или даже с наклоном вверх  (при бурении из шахт). Основное назначение скважины – извлечение нефти, газа или воды из недр на поверхность, т.е скважина является каналом, соединяющим нефтяной, газовый или водной пласты с поверхностью земли. Совокупность данных, характеризующих диаметр пробуренной скважины на разных глубинах, кол-во, диаметр и длину обсадных колонн, спущенных в скважину, а  также интервалы пространства за колонами, заполненные цементным кольцом, называются конструкцией скважины. Наиболее простая и дешевая - одноколонная, когда спускается только одна колонна труб, не считая кондуктора и направления. При любой конструкции скважины последняя обсадная колонна, спускаемая до проектной глубины, называется  эксплуатационной колонной. Через эту колонну производится эксплуатация скважины, ее размер определяет габариты подземного эксплуатационного оборудования. Для эксплуатационных колон в большинстве случаев применяются обсадные трубы с наружным диаметром от 146 до 168 мм, с толщиной стенок от 7,5 до 12 мм. Для измерения статистического уровня (при остановленной скважине) и динамического (во время работы) уровня жидкости в эксплуатационных глубинно-насосных скважинах используют  звукометрические методы. Приборы для замера  эхометры. Принцип действия основан на отражении звуковой волны от уровня жидкости.

2.Нефтяные резервуары и их назначение.

Нефтяные резервуары предназначаются  для накопления, кратковременного хранения и учета «сырой» и товарной нефти. Группу резервуаров, сосредоточенных в одном месте, принято называть резервуарным парком.

Резервуарные парки, служащие для приема и хранения нефти не прошедшей установку обезвоживания и обессоливания, называется сырьевыми парками.

Резервуарные парки, служащие для приема и хранения нефти прошедшие установку обезвоживания и обессоливания, называется товарными парками.

По объему резервуары бывают от 100 до 10000 м3 и выше. По материалу металлические и железобетонные.  По расположению: размещенные на поверхности, полузаглубленные и заглубленные. Вертикальные и горизонтальные. Виды крыш: горизонтальные, конические, плавающие, подъемные.

3.Цель и методы обработки призабойной зоны продуктивных пласов нефтяных скважин.

Часть продуктивного пласта, находящаяся в непосредственной близости от  забоя скважины, называется призабойной зоной. Производительность нефтяных и газовых скважин и поглотительная способность нагнетательных зависит от проницаемости пород пласта. В зоне действия той или иной скважины, чем выше проницаемость пород, тем больше производительность или приемистость скважин, и  наоборот. Проницаемость пород одного и того же пласта может резко измениться в различных его зонах или участках.

Естественная проницаемость пород под влиянием тех или иных причин, также может с течением времени ухудшаться. Так, при закачивании бурения  призабойных зоны скважины часто загрязнены глинистым раствором, что  приводит к снижению естественной проницаемости пород. При эксплуатации нефтяных и газовых скважин проницаемость пород в при забойной зоне может резко ухудшиться  из-за закупорки пор парафин истыми и смолянистыми отложениями, а также глинистыми частицами. Призабойная зона скважин нагнетательных загрязняется различными механическими примесями, имеющиися в закаченной воде. Проницаемость пород призабойной зоны улучшают путем искусственного увеличения числа и размеров дренажных каналов, увеличения трещиноватости  пород, а также путем удаления парафина, смол, грязи, осевших на стенках поровых каналов.

Методы увеличения проницаемости пород призабойных зон скважин можно условно разделить на химические, тепловые, механические и физические. Часто для получения лучших результатов эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно. Выбор метода определяется пластовыми условиями. Химические методы воздействия дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах. Их успешно применяют в сцементированных песчаниках, в состав которых  карбонатные включения и карбонатные цементирующие вещества. К химическим методам относятся: солянокислотная  обработка скважин, пенокислотная, обработка скважин грязевой кислотой. Тепловые методы применяются для удаления со стенок поровых каналов парафина и смол, а также для интенсификации химических методов обработки призабойных зон. Призабойную зону прогревают при помощи глубинных  электронагревателей и газонагревателей, горячей нефтью, нефтепродуктами, водой и паром, а также с помощью термохимического воздействия. Механические методы применяют обычно  в пластах, сложенных плотными породами с целью увеличения их трещиноватости. Гидравлические разрыв пласта: создание высоких давлений для образования и расширения в пласте трещин закачиваемой с поверхности жидкостью.  Гидропескоструйная перфорация, струя жидкости с песком.

Физические методы предназначаются для удаления из призабойной зоны скважины осадочной воды и твердых мелких частиц. Торпедирование (спуск заряженной взрывчатым веществом торпеды в скважину и взрыв).  Применение виброударных  волн.  Разрыв пласта пороховыми газами.

4.Что такое ПДК вредного вещества в воздухе.

Предельно-допустимая концентрация вредного вещества в воздухе - это концентрация, при которой не происходит вредного воздействия на организм человека при условии 8 часового рабочего дня на протяжении, трудового стажа.  ПДК сероводорода в чистом виде –10 мг\м³  ПДК в смеси с углеводородами – 3мг\м3. ПДК для жилых районов-0,008 мг\м³.

5.Способы проведения искусственного дыхания.

 1.   «Рот в рот» наиболее эффективен (Б.5. В.5.)

 2.   « Рот в нос»

Делают тогда, когда  невозможно разжать челюсти (плотно стиснуты) или они сломаны. Уложить горизонтально, под предплечье – валик так, чтобы голова свободно откинулась назад, положить салфетку на нос,  прикрыть рот рукой, обхватить нос губами и делать вдувание.  Эффективность контролировать  поднятием грудной клетки.

                                            БИЛЕТ 4.

1.                   Основные понятия о нефтяном и газовом месторождении.

 Естественные скопления нефти или газа  в пористых горных породах                        (коллекторах) называются нефтяными или газовыми залежами. Нефть или газ пропитывают, насыщают пористую породу (коллектора). Такие коллекторы, перекрытые сверху и снизу непроницаемыми породами, называются нефтяными  или газовыми пластами. Толщина нефтяных или газовых пластов может колебаться от нескольких сантиметров до нескольких десятков метров, ширина и длина их от нескольких десятков метров до нескольких десятков километров. Пласты различных форм располагаются в большинстве случаев под разными углами к горизонтальной плоскости. В пониженных частях залежей при наклонном расположении пластов нефть и газ подпираются пластовой водой, эта вода называется контурной или краевой, потому что она оконтуривает или ограничивает нефтяную (газовую) часть залежи.

В пологих залежах пластовую воду называют подошвенной, так как в этом случае залежь нефти или газа как бы плавает на воде. Совокупность залежей нефти или газа, расположенных на одном участке земной поверхности, представляет собой нефтяное или газовое месторождение. Количество нефтяных или газовых залежей на различных месторождениях может быть самым различным, от одного до нескольких десятков. В зависимости от этого месторождения называются однопластовыми или многопластовыми. Нефть, газ и газонефтяные смеси  в зависимости от их состава, соотношения давления и температуры могут находиться в залежи  в различных состояниях – в газообразном , в жидком или в виде газожидкостных смесей. В зависимости от условий залегания и количественного соотношения нефти и газа залежи подразделяются на нефтяные, газовые, газонефтяные (с большой газовой шапкой нефтяной оторочкой), газоконденсатные (под высоким давлением) в пласте плотность газа становится весьма значительной. В этих условиях в сжатом газе растворяется значительное количество нефти. Нефть иногда оказывается полностью растворенной в сжатом газе. В свою очередь отдельные месторождения нефти и газа могут включать в себя различные по своему содержанию залежи: нефтяные, газовые, газонефтяные и др.

2.Назначение и принцип работы АГЗУ «Спутник».

Блочная автоматизированная замерная установка типа "Спутник» предназначена для автоматического и ручного замера дебита скважин, для контроля за работой скважин также для блокировки скважины при аварийной ситуации (См. рисунок). АГЗУ «Спутник» рассчитаны на рабочее давление 1,6; 2,5; 4 Мпа, на дебиты скважин до 400 и до 1500 м3 в сутки; на число подключаемых скважин от 10 до 24; на общую пропускную способность до 4000 и до 10000 м3 в сутки. Модификации  «Спутник А»; «Спутник Б»; «Спутник В». «Спутник А» является базовой конструкцией. Три модификации «Спутника А»: «Спутник А-16-14/400»   16- рабочее давление, 14- число подключенных скважин; 400 –наибольший измеряемый дебет,         « Спутник А-25-10/1500»;  « Спутник А-40-14/400». Конструктивное исполнение их в виде закрытых блоков с обогревом  позволяет эксплуатировать их  районах с суровыми климатическими условиями (от –55град. С до +50 град.С.  АГЗУ «Спутник» состоит из двух блоков:

1)                  Замерно - переключающий

2)                  Щитовой Кип и А

Принцип действия: продукция скважин по выкидным линиям через обратный клапан и задвижку поступает в многоходовой переключатель скважин (ПСМ), после которого по общему коллектору направляется в сборный нефтепровод. В ПСМ продукция одной скважины через замерный отвод направляется в 2-х емкостный замерный сепаратор, где происходит отделение газа от жидкости. Газ по патрубку через заслонку регулятора уровня поступает в сборный нефтепровод, где смешивается с жидкостью и общим потоком. Отделившаяся в верхней емкости жидкость поступает в нижнюю, где накапливается. По мере повышения уровня в нижней емкости поплавок регулятора  уровня поднимается и в верхнем заданном положении действует на заслонку газовой линии, перекрывая её. Давление в сепараторе повышается, и жидкость через счетчик  ТОР вытесняется в сборный коллектор. Начинается течение жидкости в системе и турбинный расходомер отсчитывает  количество прошедшей через него жидкости. При нижнем положении уровня поплавка, открывается газовая линия. Для определения обводненности нефти на «Спутник» установлен влагомер, через который пропускается вся продукция скважины.

3.Устройство и назначение запорной арматуры.

В качестве запорной арматуры на нефтяных месторождениях применяются задвижки, вентили краны, обратные клапаны. Запорная арматура устанавливается обычно в начале и конце каждого трубопровода, в отдельных промежуточных точках трубопроводов большей протяженности, на приемной и нагнетательной линиях насосов, резервуаров, емкостей и т.п. Задвижки предназначены для перекрытия нефтепроводов, разобщения их отдельных участков при ремонтных работах, перекрытия линий поступления продукции в сепараторы, отстойники, резервуары и т.д. Диаметр условного прохода наиболее распространенных задвижек составляет 50-400 мм, но иногда применяются задвижки большего  диаметра. В зависимости от условий работы применяются чугунные или стальные задвижки. Чугунные задвижки изготавливаются на давление, не превышающее 1,6 МПа, стальные – на давление 1,6Мпа и более. Стальные задвижки устанавливаются лишь на трубопроводах высокого давления, а также на отдельных врезках трубопроводов низкого давления, где имеется повышенная опасность механического повреждения. Любая задвижка состоит из корпуса, крышки, выдвижного шпинделя, маховика, двух дисковых плашек и распорного клина (у чугунных задвижек) или сплошного клина (у стальных задвижек). Необходимая герметичность в чугунных задвижках обеспечивается плотным прилеганием плашек к седлам, что достигается с помощью распорного клина, который, упираясь,   в днище корпуса при крайнем нижнем положении плашек, раздвигает и прижимает их к седлам в корпусе, также имеющим клиновидные поверхности. В тех случаях, когда необходимо предотвратить возможность движения потока жидкости по трубопроводу в обратном направлении рядом с задвижками ставят обратные клапаны. Обратные клапаны – обычно устанавливают также перед распределительным коллектором  установок «Спутник», на нагнетательных линиях насосов и т.д. Наиболее распространены обратные клапаны, снабженные поворотной хлопушкой. В трубопроводах малого диаметра в качестве запорной арматуры применяются краны и вентили. Кран представляет собой запорное устройство, проходное сечение которого открывается или закрывается при повороте пробки вокруг своей оси. Краны изготавливают из чугуна или бронзы на рабочее давление не выше 4 МПа с диаметром проходного сечения не боле 50 мм.  Вентили – отличаются от задвижек и кранов тем, что запорное устройство в них насажано на шпиндель, при повороте которого оно перемещается вдоль оси седла. Вентили изготавливают из чугуна, бронзы и стали на рабочее давление до 16 Мпа с диаметром условного прохода до 150 мм. Уход за запорной арматурой практически сводится к периодическому осмотру и устранению обнаруженных пропусков нефти и газа.

Запорная арматура должна иметь следующую маркировку.

1.Наименование и товарный знак  завода-изготовителя.

2.Условный проход в мм.     Ду

3.Условное давление в Мпа.    Ру

4.Направление потока среды. ->

5.Марка стали корпуса.

На маховике запорной арматуры должно быть указано направление вращения при закрытии  и открытии. На любую запорную арматуру должен быть паспорт, в котором должны быть указаны данные по химическому составу, механические свойства, режимы термообработки и результаты контроля качества изготовителя. В процессе работы запорная арматура должна иметь нумерацию, соответствующую технологической схеме.

Требования к запорной арматуре.

1)       Прочность, герметичность и надежность работы.

2)       Взрывобезопастность и коррозийная стойкость.

Под условным давлением Ру наибольшее избыточное рабочее давление при Т=20град. С, при которой обеспечивается длительная работа арматуры. По величине условного давления разделяют 3 класса арматуры.

1.        Низкого давления – до 10 кг/см2

2.        среднего давления от 16 до 64 кг/см2

3.        высокого давления от 100 до 1000 кг/см2

 По размерам условного прохода Ду различают 3 группы.

1.        Малого прохода до 40 мм

2.        Среднего  прохода от 50-250 мм

3.        Большого прохода  свыше 250 мм

 Виды присоединения арматуры:

1)       Фланцевые, муфтовые – разъемные

2)       Неразъемные – сварные (полная и надежная герметизация трубопроводов).

Наиболее распространены фланцевые соединения от 50 до 600 мм.

Преимущества  фланцевых соединений:

1)       Возможность монтажа и демонтажа

2)       Хорошая герметизация стыков и удобства их подтяжки, большая прочность.

Недостатки:

1) Возможность ослабления затяжки и потеря герметичности со временем, повышенная трудоемкость сборки, Повышенная трудоемкость сборки и разборки, большие габаритные размеры и масса.

4.ПДК сероводорода (в чистом виде и в смеси).

  В чистом виде – 10 мг/м3

  В смеси с углеводородами – 3 мг/м3

5. Огнетушители. Их назначение и применение.См.  Билет № 1

 

 

 

 

 

 

 

Билет № 5

1.Какими показателями характеризуются механические свойства пород.

Среди механических свойств горных пород наибольшее значение для бурения скважин и эксплуатации нефтяных месторождений имеют упругость, прочность на сжатие и растяжение и пластичность.  Упругие свойства пород (упругость) – это способность горных пород изменять свой  объем с изменением давления, влияют на перераспределение давления в пласте в процессе его эксплуатации. Пластические свойства пород – способность пород деформироваться под большим давлением без образования трещин или видимых нарушений. Проявляются при бурении скважин на большие глубины. На большой глубине твердая порода может «вытекать» в скважину под действием высокого горного давления залегающих выше пластов. Образование складок в земной коре также обязано пластическим свойствам горных пород. Данные свойства изучены мало. Предполагается, что «пластичность» твердых пород зависит от многочисленных микротрещин, позволяющих породе скользить, опускаться и подниматься вдоль этих трещин. Об упругих свойствах пород судят по величине коэффициента сжимаемости. Если образец подвергнуть  внешнему давлению, то объем образца и объем его порового пространства будут сокращаться. При снятии давления объем образца и его пористость востанавлиается до прежней величины. Исследования показывают, что для большинства пород  справедлив закон Гука:_______________________________

Где_____- изменение объема пор при изменении  пластового давления на  ____,

_____- объем образца, ______- коэффициент объемной упругости.

 В процессе разработки нефтяной залежи по мере снижения внутреннего давления объем порового пространства, вмещающего жидкость, будет сокращаться. В результате жидкость будет вытесняться из пор. Поэтому упругость горных пород играет большую роль в разработке нефтяных месторождений. Под прочностью горных пород  понимается - Сопротивление их механическому разрушению. Горные породы оказывают значительное сопротивление при сжатии. Прочность же пород на разрыв, изгиб и сдвиг составляет всего лишь десятые и сотые доли от прочности на сжатие. Прочность пород зависит от целого ряда факторов. Прочность известняков, например, уменьшается с увеличением в них глинистых частиц. Прочность пород зависит также от их зернистости, плотности и влажности. Прочность на сжатие мелкозернистых гранита достигает 260 Мпа, а крупнозернистых –120 Мпа. При увеличении плотности известняков с 1500 до 2700 кг/м3  прочность их на сжатие вырастает с 50 до 180 Мпа; у песчаников с увеличением плотности с 1870 до 2570 кг/м3 прочность на сжатие возрастает с 15 до 20 Мпа. Прочность известняков и песчаников после насыщения их водой уменьшается на 25-45%.

 

2. Цели и задачи ППД. Положительные и отрицательные моменты.

 В процессе эксплуатации нефтяного месторождения пластовое давление, которое обуславливает приток нефти к скважине, может настолько снизиться, что дальнейшая эксплуатация скважины при данном дебите становится неэкономичной.  В этом случае пластовое давление может быть восстановлено до требуемого уровня путем закачки с поверхности через нагнетательные скважины в пласт рабочего агента (вода, воздух, газ). Цель ППД – увеличить темп отбора нефти из залежи и получить повышенные коэффициенты нефтеотдачи, характерные для напорных режимов. Задачи ППД:

                      1) Определить метод поддержания пластового давления;

                      2) Выбрать рабочий агент для закачки в пласт;

3)       Обеспечить качество закачиваемого агента;

4)       Обеспечить эффективность процесса поддержания пластового давления;

5)       Определить оптимальные методы ППД, так как сооружение станций ППД со всем подсобным хозяйством связано с затратой больших капиталовложений и является весьма трудоемкой работой.

Положительные моменты: применение методов ППД с целью восполнения пластовой энергии, расходуемой при отборах нефти из пласта, позволило в значительной степени интенсифицировать процессы разработки нефтяных залежей: стало возможным резко увеличить темпы отбора нефти из пластов и тем самым сократить сроки их разработки при обеспечении высоких конечных коэффициентов их нефтеотдачи.  Сохраняется высокий уровень текущей нефти более  длительное время и только на последних этапах разработки снижается до минимума.

Отрицательные моменты:

1.        Высокие требования по качеству, предъявляемые к воде (чистота, не должна содержать взвешенных частиц, бактерий, водорослей, СО2), чтобы поры породы в при забойной зоне не закупоривались, чтобы ода не вызывала коррозию аппаратуры.

2.        Чтобы обеспечить качество закачиваемой оды приходится добавлять различные реагенты (коагулянты для очищения от мех. примесей, ингибиторы коррозии, ПАВ и т.д.), что увеличивает затраты на ППД.

3.        Процесс ППД путем закачки в пласт газа или воздуха связан с большими затратами  и трудоемкой работой по строительству компрессорных станций.

4.        Экономическая эффективность нагнетания газа меньше, чем нагнетания воды, вследствие необходимости сжимать газ до давления, большего, чем пластовое. Очень высокие затраты.

5.        При завод нении потери воды составляют 15-20% от закачиваемой. Требуется большое количество воды.

 

 

3.Фонтанная арматура.

  Фонтанная арматура предназначена для оборудования устья скважин (фонтанирующих газовых и нефтяных) с целью их герметизации, контроля и режима эксплуатации. Фонтанная арматура представляет собой  соединение на фланцах или хомутах различных тройников, крестовиков, катушек и запорных узлов (задвижки или краны). Между фланцами устанавливаются уплотнительные кольца из спец. малоуглеродистой стали.  Фонтанная арматура состоит: из трубной головки и елки. Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке и предназначена для подвески подъемных труб и герметизации пространства между подъемными трубами и ЭК. Трубная головка служит и для контроля межтрубного пространства и воздействия на него при необходимости. Елка предназначена для направления газонефтяной струи в выкидные линии для регулирования и контроля скважины, а также для ее закрытия при необходимости.

4.Виды ответственности за нарушение требований техники безопасности.

Административный персонал и инженерно-технические работники за нарушение правил и норм по охране труда в зависимости от тяжестей последствий, вызванных этими  нарушениями, могут быть привлечены к ответственности: дисциплинарной, административной, материальной и уголовной. Дисциплинарная ответственность налагается должностным лицом на подчиненного ему по службе  работника за дисциплинарные проступки. Дисциплина труда регламентируется «Типовыми Правилами внутреннего трудового распорядка». Невыполнение Правил является дисциплинарным проступком. Который может повлечь дисциплинарные взыскания: замечание, выговор, строгий выговор, перевод на нижеоплачиваемую должность на срок до 3 месяцев, увольнение. В отдельных отраслях промышленности руководителям предприятий  за нарушение правил безопасности труда снижать единовременное вознаграждение за выслугу лет, лишать полностью или частично премий. Дисциплинарные взыскания  применяются сразу же после обнаружения проступка. Административная ответственность выражается в форме различных административных взысканий- предупреждений, общественного порицания, штрафа за порицания, правил, инструкций и иных актов об охране труда. Штрафы, налагаемые в административном порядке на должностных лиц, взыскиваются  бухгалтерией по месту работы нарушителей по предписанию должностных лиц, наложивших штраф. Уголовная ответственность. В уголовном кодексе РФ содержится ряд норм, устанавливающих ответственность за нарушение правил по охране труда. В главе о преступлениях против трудовых прав граждан указываются: « Нарушение должностным лицом правил по технике безопасности, промышленной санитарии или иных правил охраны труда, если это нарушение могло повлечь за собой несчастные случаи с людьми или иные тяжкие последствия, - наказывается лишением свободы на срок до одного года, или исправительными работами на тот же срок, или штрафом, или увольнением с должности. Нарушения, повлекшие за собой телесные повреждения или утрату трудоспособности, - Наказывается лишением свободы на срок до трех лет или исправительными работами на срок до одного года. Нарушения, повлекшие смерть человека или причинение тяжких телесных повреждений нескольким лицам наказывается лишением свободы на срок до пяти лет.

 

 

 

5.Воздействие на организм человека нефтепродуктов. Первая помощь при отравлени.

Сероводород - бесцветный газ с запахом тухлых яиц. Температура воспламенения 246 С. Плотность 1,54 см\м³, по отношению к воздуху 1,19 скапливается в низких непроветриваемых местах. Хорошо растворяется в воде. Горит синеватым пламенем с образованием воды и сернистого газа. Взрывоопасен. Пределы взрываем ости 4,3-44,5 % . Сероводород - сильный яд, вызывающий смерть от остановки дыхания. На дыхательные пути и глаза действует раздражающее. Растворенный в воде, при  попадании на кожу человека вызывает покраснения и экзему. Ощутимый запах сероводорода отмечается при 1,4-2,3 мг\м³; значительный при 4 мг\м3, при 7-11 мг\м3 запах тягостный. При более высоких концентрациях наступает привыкание. При концентрации 200-280 мг\ м3 наблюдается жжение в глазах, раздражение слизистых оболочек глаз  зева, металлический вкус во рту, усталость, головные боли, тошнота. При 750 мг\м3 наступает опасное отравление в течение 15-20 минут. При концентрации 1000 мг\м3 и выше смерть может наступить мгновенно. Предельно-допустимая концентрация (ПДК), вредного вещества в воздухе _ это концентрация, при которой не происходит вредного воздействия на организм человека при 8 часового  рабочего дня на протяжении, трудового стажа. ПДК сероводорода в чистом виде- 10 мг\м³

--------- в смеси с углеводородами –3 мг\м³

--------- для жилых районов- 0,008 мг\м³

 Нефть, нефтепродукты и нефтяные газы обладают рядом опасных свойств:

   А) в нефти содержатся ароматические углеводороды, сероводород и другие соединения, вредно действующие на организм человека.

    В) нефть и нефтепродукты способны накапливать статистическое электричество, дающие искровой заряд- причину воспламенения.

ПДК=300 мг\м3

Предел взрываем ости=0,86-6%. На нефтегазодобывающих предприятиях из нефти и нефтяного газа выделяются различные опасные  компоненты. При вдыхании их, или попадании  желудочно-кишечный тракт может, произойди отравление людей. Первые признаки отравления парообразными углеводородами - недомогание и головокружение. Оказание первой помощи пострадавшему при отравлении сероводородом.

1)                                           обезопасить себя, надеть противогаз.

2)                                           Надеть противогаз пострадавшему

3)                                           Вынести или вывести пострадавшего из  опасной зоны.

4)                                           Расстегнуть одежду, стесняющую дыхание, обеспечить приток свежего воздуха, уложить его, приподнять ноги, укрыть потеплее, давать нюхать нашатырный спирт, давать пить сладкий теплый чай или можно, вызвать мед помощь.

5)                                           Если нет сознания, проверить наличие пульса; если нет пульса - делать искусственное дыхания  с непрямым массажом сердца. Уложить человека горизонтально, приподняв ноги; под предплечье положить валик так, чтобы голова свободно откинулась назад, открыть рот, вынуть язык, очистить рот от рвотных масс и т. д., положить платок или салфетку на рот, закрыть нос рукой и плотно обхватить губами рот, сделать вдох. Контролировать эффективность по поднятию грудной клетки. Надавливания производят на окончание грудины на 2 пальца выше окончания ладонями рук. Чередуют «вдохи» и «точки» так:

А) Если оказывают помощь группа спасателей, то на 1-2 вдоха делают 5-6 толчков.

Б) Если спасатель один, то на 2-3 вдоха-15 толчков.

В минуту нужно сделать 12-15 вдохов и 60 толчков. Данные действия производят до тех пор, пока не появится пульс, дыхания или до прибытия мед помощи.   

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

БИЛЕТ 6

1.                   Физические свойства нефти.

Горючая жидкость обычно темного цвета (черного или коричного). Маслянистая, имеет специфический запах. Удельный вес (плотность) отношение веса тела к его объему. Единицы измерения г\см3, кг\м3. Измеряется ареометром. Вязкость- способность частиц жидкости двигаться относительно друг друга. Измеряется вискозиметром. Различают динамическую и  кинематическую. Тепловые свойства. Нефть имеет тепло земли. Степень теплоты тела называют температурой тела. Для измерения температуры служат термометры. Единицы измерения температуры градусы.

Для измерения увеличения размеров тела от нагревания, нужно знать  коэффициент объемного расширения, т.е. число, показывающее как изменяется  единица первоначального объема, взятого при 0 град. С, от нагревания на 1 град. С. Теплоемкость- количество тепла, которое требуется  для того,  чтобы нагреть 1 кг вещества на 1 град С. Теплота сгорания - количество тепла, которое выделяет 1 кг вещества при сгорании.

Давление насыщения - давление, при котором, жидкость поглощает наибольшее количество газа. По электрическим свойствам нефть  диэлектрик, но накапливает диэлектрическое электричество. Температура кипения - температура перехода жидкого вещества в газообразное. Температура плавления - температура перехода твердого вещества в жидкое .

Температурой вспышки нефтепродукта, называется такая температура, при которой пары нефтепродукта, нагреваемого в определенных условиях, вспыхивают при поднесении пламени. Для температуры вспышки характерно, то, что пламя сейчас же гасит. Если повышать температуру жидкости, то при определенной температуре при поднесении огня пары загораются,  вновь и уже не будет гаснуть. Эта температура называется температурой воспламенения.  Температура воспламенения  выше температуры вспышки.

Чтобы произошла вспышка, необходимо иметь содержание горючих паров в воздухе не ниже, не выше определенного предела. Различают верхние и нижние пределы концентрации паров. Нижний предел характеризует минимальную концентрацию паров в воздухе, при которой  наблюдается вспышка при поднесении пламени. Верхний предел определяет такую концентрацию паров, выше которой вспышка не происходит из-за недостатка кислорода. Температурой воспламенения  называется, температура, при которой нефтепродуктов при соприкосновении с воздухом  воспламеняется самопроизвольно. Объем нефти в пластовых условиях, обычно больше объема нефти после ее окончательной сепарации УПН. Для определения изменения объема дегазированной нефти, по сравнению с пластовой, введено понятие объемный коэффициент нефти.   Он определяется, как отношения объема нефти в пластовых условиях к объему этой нефти после ее полной дегазации. 

 

2.                   Назначение и устройство основных узлов СК. (Станок-качалка).

Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми глубинными насосами является наиболее распространенным способом добычи нефти. Возвратно-поступательное движение плунжера насоса и колонны насосных штанг осуществляется в большинстве случаев при помощи специального механизма - станка-качалки, сбалансированного типа, установленного около устья скважины. У СК  колонна штанги подвешивается к балансиру, который приводится  в движение кривошипно-шатунным механизмом от двигателя, установленного на раме станка. СКН5-3015 (Станок-качалка нормального типа).  5-наибольшая нагрузка в точке подвеса штанг в тонн;     30-наибольшая длина хода точки подвеса штанг в дециметрах;    15-наибольшее число качаний балансира в минута. Состоит из следующих основных узлов:

1) рама со станиной;

2)балансира с головкой и противовесом;

3)                   редуктора с двумя кривошипами, на которых закреплены противовесы траверсы с двумя шатунами.

2-ой узел состоит из головки балансира, самого балансира, стопорного устройства головки, опорного подшипника балансира, противовесов.

3-ий узел состоит из редуктора, 2-х кривошипов, противовесов, траверсы, 2-х шатунов, сферического подшипника, подвески траверсы. Рама станка изготавливается из профильного стального проката и состоит из 2-х продольных балок, соединенных между собой поперечными и косынками на сварке. Рама устанавливается на массивной буто-бетонный фундамент или на сборный фундамент. из отдельных бетонных блоков и крепится к нему анкерными болтами. В передней части рамы, монтируется на болтах стойка балансира, в форме усеченной пирамиды. На верхнем конце стойки имеется горизонтальная опорная плита, на которую  устанавливают корпусы роликовых подшипников квадратного вала балансира. Балансир изготовлен из 2-х двутавровых балок, соединенных между собой накладками из листовой стали, и присоединен к квадратному опорному валу скобами, которые обхватывают вал и крепятся за нижние полки балок. Головка балансира, на которой укреплена канатная подвеска, имеет цилиндрическую лобовую часть с радиусом, равным длине переднего плеча балансира, благодаря чему при любом его положении точка подвеса штанг находится точно под центром скважины. Канат подвески перекинут через ролик, установленный на верхней части головки, и удерживается в его канавке фигурной скобой и гайкой, которая навешивается на ось ролика. Головка снабжается стопорным устройством, которое удерживает ее во время работы в неподвижном положении. Во время подземного ремонта головка балансира отводится в сторону. На заднем плече балансира закреплен подшипник подвески траверсы, а у СК с балансирным и комбинированным уравновешиванием также и  набор чугунных плит балансирного контр груза. Последние могут перемещаеться вдоль балансира.  при помощи винтов с длинной резьбой. Поперечная траверса служит для подвески 2-х параллельно работающих шатунов кривошипно-шатунного механизма, передающего движение от редуктора к балансиру. Шатуны изготовлены из цельнотянутых толстостенных стальных труб. На верхнем конце каждого шатуна приварена головка с отверстием под палец, а на нижнем башмак для крепления корпуса подшипника пальца кривошипа. В средней части рамы СК на болтах закреплен 2-х ступенчатый редуктор закрытого типа. На выступающих из редуктора концах ведомого вала насажены два массивных чугунных кривошипа с отверстиями для присоединения пальцев кривошипа. Концы ала имеют по две шпоночные канавки, смещенные относительно друг друга на 90 град. Это дает возможность после определенного срока эксплуатации изменять положение кривошипов по отношению к ведомой шестерне, и тем самым переносить максимальную нагрузку на менее изношенные зубья.

На каждом кривошипе установлено по два чугунных груза, которые предназначены для уравновешивания  СК и могут передвигаться вдоль кривошипа. Каждый груз крепиться двумя болтами, квадратные головки которых утоплены в продольных пазах кривошипов. Для облегчения точной установки грузов, на них приливами отмечено положение центра тяжести, а на кривошипах нанесены деления в сантиметрах. Грузы перемещаются при горизонтальном положении кривошипов при помощи лома, конец которого упирается в специальные углубления в пазах. На ведущем валу редуктора с левой стороны,. при помощи клиновой шпонки, насажан шкив клиноременной передачи, а с правой – шкив ручного колодочного тормоза. Тормоз дает возможность останавливать балансир и кривошипы в любом положении  и выполнять все необходимые работы по обслуживанию и ремонту СК.

Электродвигатель СК устанавливается в задней части рамы на двух подставках, которые расположены параллельно оси рамы и имеют прорези под болты крепления двигателя, а также установочные винты, допускающие его перемещение вдоль рамы. Подставки в свою очередь могут передвигаться поперек рамы и фиксироваться на ней  в любом положении. Такая конструкция крепления позволяет применять электродвигатели с различными присоединительными размерами и регулировать натяжение ремней  клиноременной передачи. Все СК нормального ряда комплектуются ограждениями перильного типа, которые закрывают доступ людей к движущимся частям механизма во время его работы. Для облегчения обслуживания узлов балансира на его стойке  монтируются лестницы, а в верхней части предохранительные пояса, обеспечивающие безопасность работы. Во всех конструкциях СК предусмотрена возможность изменения длины хода сальникового штока в соответствии с заданными параметрами работы глубинного насоса. С этой целью  на кривошипах делают дополнительные отверстия для крепления шатуна. Переставляя нижние концы шатунов из одних отверстий в другие, получают различный рабочий радиус кривошипа и различную длину хода сальникового штока. Число качаний балансира СК соответствует числу оборотов кривошипного вала и зависит от характеристики установленного двигателя. Число качаний балансира СК изменяют подводом двигателя или, что делается чаще, изменением диаметра шкива на валу электродвигателя. Тип СК выбирают в зависимости от количества жидкости, извлекаемой из скважины, и глубины, с которой нужно поднимать жидкость на поверхность.

3. Назначение ЦНС (центробежного насоса секционного).

 Насосы применяются, в том случае, если пластовой  энергии или энергии скаженных насосов не достаточно для транспортирования нефти и газа до мест подготовки. (ДНС). Насосами оснащаются также  товарные парки для подачи нефти в магистральные нефтепроводы и проведения технологических операций внутри товарных парков, а также на установках подготовки нефти и очистки сточных вод и на БКНС для целей ППД.  В центробежных насосах, движение жидкости происходит под действием центробежных сил, возникающих при вращении жидкости лопатками рабочего колеса. Рабочее колесо с лопатками, насаженое на вал вращается внутри корпуса. Жидкость, поступающая  к центру колеса по всасывающему патрубку, вращается вместе с колесом, отбрасывается центробежной силой к периферии и выходит через нагнетательный патрубок. Центробежные насосы делятся на одноколесные (одноступенчатые) и многоколесные (многоступенчатые). В многоступенчатых – каждая предыдущая ступень работает на прием последующей, за счет чего увеличивается общий напор насоса.

Основными технологическими параметрами работы центробежного насоса являются: производительность подачи, давление в трубопроводе, температура перекачиваемой среды. Производительностью  подачей насоса называется количество жидкости, подаваемой насосом в единицу времени. ЦНС –300*360, центробежный насос секционный, производительность 300м3\час, 360 –высота водяного столба жидкости, который поднимает насос в м.

Если для обеспечения необходимой подачи или создания нужного напора одного недостаточно, применяют параллельное или последовательное соединение насосов, откачивающих нефть в один трубопровод, практикуется очень широко. Обвязка насоса трубопроводами выполняется на фланцевых соединениях, позволяющих быстро разбирать  ее в случае необходимости. Перед всасывающими и нагнетательными патрубками устанавливаются задвижки. На всасывающем трубопроводе устанавливаются фильтры, иногда обратные клапаны. На нагнетательной линии должен быть установлен обратный клапан, который обеспечивает автоматический запуск в  работу насосов. При отсутствии обратного клапана пуск насоса и его остановка могут проводиться только вручную при постоянном наблюдении оператора, т. к.  жидкость из напорного коллектора при отключении электродвигателя будет свободно перетекать в обратном направлении. Пуск ЦНС. Проверить наличие масла, осмотреть сальники (подтянуть или ослабить), проверить свободно ли вращается ротор насоса, проверить фланцевые соединения насоса и запорную арматуру, проверить правильность вращения двигателя, крепеж, нет ли посторонних предметов, заземления, спустить воздух или газ, залить насос перекачиваемой жидкостью, открыть задвижку на входе, надеть диэлектрические перчатки и пустить насос в работу (включить). Насос погружается постепенно, когда наберется давление (следить по манометру) постепенно открывать выкидную задвижку.  Во время работы проверять: показания манометра, температуру подшипников, сальники, центровку (нет ли вибрации), постороннего шума, стука, производительность, нагрузка эл. двигателя.

4.Первая помощь при поражении электрическим током.

При поражении электрическим током, спасение пострадавшего в большинстве случаев зависит от того, насколько быстро он будет освобожден от действия тока и насколько быстро ему оказана первая помощь.

Для оказания помощи человеку, попавшему под напряжение, прежде всего,необходимо как можно быстрее выключить ток. Если пострадавший находится на высоте, то перед выключением тока необходимо принять меры к тому, чтобы он не упал и не ушибся. Если отключение нельзя осуществить быстро, необходимо принять меры к отделению человека от токоведущих частей. Следует помнить, что в этом случае нужно обезопасить себя.

Если установка находится под напряжением, то следует пользоваться сухой одеждой, сухим деревянным предметом или другими сухими непроводником.

Чтобы оторвать человека от токоведущих частей, можно также взяв его за одежду, если она сухая и отстает от тела (за полу куртки). Человек, оказывающий помощь, при этом должен надеть резиновые перчатки, галоши или стоять на изоляторе (резиновый коврик, сухое дерево). Рекомендуется по возможности работать одной рукой. Если пострадавший находится под высоким напряжением, то для его отделения, следует надеть резиновые боты, перчатки и действовать штангой ли клещами, допускаемыми для данного напряжения. При поражении эл. током нельзя доставлять пострадавшего в лечебное учреждение, нужно немедленно вызвать врача на место. Если пострадавший, освобожденный от тока, потерял сознание, необходимо обеспечить ему доступ свежего воздуха и приступить к выполнению искусственного дыхания.

3.                   В чем опасность сероводорода?

См билет 5, вопрос 5.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

БИЛЕТ 7

1.                   Сущность водонапорного режима разработки нефтяного месторождения.

Схема строения залежи с напором краевых вод. При водонапорном режиме нефть движется в пласте к скважинам под действием наступающей краевой воды. В идеальном случае при этом режиме залежь постоянно наполняется водой из поверхностных источников. Условием существования водонапорного режима является связь продуктивного пласта с поверхностью земли или же с трещинами в ее поверхностном слое, по которым может поступать в пласт вода. Такие зоны соприкосновения продуктивного пласта с поверхностью могут находиться на расстоянии многих сотен километров от его нефтяной части. Напор вод может создаваться также искусственным путем нагнетания воды в специальные скважины, располагаемые за контуром нефтеносности в водяной зоне пласта. При чисто водонапорном режиме поступающая в пласт вода полностью замещает  нефть и газ. Контур нефтеносности при этом непрерывно перемещается и сокращается.

При эксплуатации месторождений с водонапорным режимом сначала наблюдается некоторый спад пластового давления и устанавливается градиент давления, вызывающий поступление воды в продуктивную зону.

Со временем пластовое давление при постоянном отборе жидкости из пласта стабилизируется, что является доказательством установления данного режима с полным замещением извлекаемой из пласта нефти водой.

2.                   Устройство, назначение, принцип действия пружинных манометров.

Манометры-приборы, измеряющие давление, широко применяются на нефтяных промыслах. Без них нельзя контролировать процесс работы, подбирать экономичный режим эксплуатации. Незамеченное вовремя повышение давления против допустимого может вызвать разрыв насоса, котла, компрессора, трапа и др. сосудов. Типы манометров:

1)                   Жидкостные стеклянные манометры

2) Пружинные манометры.

Пружинные манометры. Давление от 1 атм. и выше измеряется пружинным манометром. Пружинные манометры получили широкое распространение в технике, как надежные недорогие приборы, с ясно видимой шкалой, по которой удобно производить отсчет. Состоит манометр из круглой коробки с циферблатом и стрелкой. Внутри коробки смонтирована изогнутая металлическая трубка овального сечения, называемая трубкой Бурдона.

При соединении с помощью штуцера пружинного манометра с газопроводом, давление газа в нем в большей или меньшей степени будет разгибать изогнутую трубку. Движение изогнутой трубки сообщается указательной стрелке, которая, передвигаясь по циферблату, покажет силу давления газа в газопроводе. Точность пружинных манометров ниже, чем у жидкостных.

Специальные манометры это приборы, предназначенные для определенных видов измерений. Их оснащают дополнительными устройствами для подключения, снабжают особыми опознавательными знаками, окрашивают в определенные цвета. Делается надпись,  для какого рода измерения они предназначены.

3.                   Освоение скважин. Сущность и состав работ.

Вызов притока нефти из пласта в скважину может быть достигнут снижением столба жидкости в скважине или же уменьшением плотности жидкости, заполняющей скважину. В конечном итоге в обоих случаях давление на забой снижается, становиться меньше давления в пласте, что вызывает приток жидкости и газа из пласта в скважину. Освоение скважин обычно производят одним из следующих способов:

1)                   понижением уровня жидкости в скважине при помощи поршня (сваба);

2)                   последовательной заменой глинистого раствора в скважине жидкостью и газожидкостной смесью меньшей плотности.

Поршневание. Сущность этого метода заключается в постоянном снижении уровня жидкости, заполняющей скважину, при помощи поршня (сваба).

При спуске поршня, шариковый клапан открыт, что позволяет поршню свободно погружаться в жидкость. При подъеме поршня, клапан закрывается, и весь столб жидкости, находящейся над поршнем, выносится на поверхность.

При непрерывном поршневании уровень жидкости в скважине понижается и соответственно снижается давление на забое скважины, что вызывает приток в нем жидкости из пласта. Обычно погружение поршня под уровень жидкости составляет 50-200 м. Спуск поршня и его подъем производится тракторным подъемником или буровой лебедкой. Применяется при освоении нагнетательных водяных скважин из-за угрозы выброса и замазученности или же при опробовании отдельных разведочных скважин из-за отсутствия передвижных компрессоров. Промывка. При промывке скважины для возбуждения фонтана плавное снижение противодавления. На забой достигается замещением жидкости, заполняющей скважину более легкой: глинистого; раствора водой, воды нефтью. Перед освоением фонтанной скважины промывкой на устье собирают арматуру и спускают фонтанные трубы, которые остаются в скважине при ее эксплуатации. Воду нагнетают насосом в межтрубное пространство, а глинистый раствор, заполняющий скважину, вытесняется на поверхность по фонтанным трубам. Если после промывки водой пласт не проявляет себя, воду заменяют на нефть. Для закачки нефти в скважину применяют передвижные насосные агрегаты на тракторном или автомобильном шасси. Использование сжатого воздуха или газа сущность метода заключается в нагнетании сжатого газа или воздуха в кольцевое пространство между подъемными трубами и обсадной  колонной. Сжатый газ или воздух вытесняет жидкость; заполняющую скважину, через подъемные трубы наружу и, одновременно поступая в небольшом количестве через специальные (пусковые) клапаны, газирует жидкость, которая движется  в  них, и тем самым уменьшает ее плотность. Для нагнетания воздуха используют компрессорные агрегаты. Способ аэрозоли. Сущность метода состоит в достижении значительного понижения плотности жидкости  в  скважине одновременным нагнетанием в нее воды (или нефти) и газа (или воздуха). К скважине, кроме водяной (нефтяной) линии от насоса, подводят также газовую или воздушную от компрессора. Жидкость и газ смешивают в специальном смесителе (эжекторе) и подают в за трубное пространство.

4. Первичные средства пожаротушения.

См билет 1 вопрос 4.

5                    Средства индивидуальной защиты ( СИЗ ). Требования,

предъявляемые к ним.

СИЗ: различные приспособления и одежда, предназначенные для защиты работающего от производственных опасностей и вредностей и метеорологических факторов (Спец.одежда, спец. обувь, головные уборы, рукавицы, перчатки. Приспособления для защиты органов дыхания, зрения и слуха противогазы, респираторы,  очки  различных типов, антифоны, предохранительные пояса и т д.). Спецодежда. Требования к спецодежде: хорошие теплозащитные свойства, воздухопроницаемость, малая влагоемкость и нефтепроницаемость, удобство, подходит по размеру, сезонность (летняя и зимняя). Спец. обувь  предназначена для предохранения ног от механических повреждений и от опрелостей и вредностей производства (действия воды, кислот, от порезов и  т. д.). Прочность, удобство, сезонность. Головные уборы (каски) предназначены для защиты головы от механических повреждений, от холода, от атмосферных осадков и даже от поражения эл  током. Прочность, удобство, водонепроницаемость, сезонность. Рукавицы предохраняют руки от механических повреждений, загрязнения,  зимой от холода. Ткань должна быть непроницаемой для нефти, воды, глинистого раствора, обладать повышенной прочностью, быть эластичной, не ломкой. Легко очищаться от загрязнений. Очки: для газорезки, сварки, солнечные, от  механического и светового воздействия.

Предохранительные пояса от падения с высоты или для подъема с глубины.

Требования: прочность, надежность и удобство в работе, небольшая масса.

Антифоны-заглушки для защиты органов слуха при технологических процессах, сопровождающихся шумом. Респираторы для  защиты органов дыхания от пыли, грязи. Противогазы для защиты органов дыхания от вредных веществ. Надежность, прочность, размер, качество, удобство.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

БИЛЕТ 8

1.                   Состав и свойства нефтяных газов.

Естественным или природным газом называют горючий газ, который обычно находится вместе с нефтью под землей. В естественном состоянии газ сжат внутри пористых, проницаемых пород. Известны также только газовые месторождения. Природные газы представляют собой смесь разных газов горючих и  негорючих. Количество нефтяного газа в м3, приведенное к нормальным условиям приходящимися  на 1 т или 1м3 извлеченной нефти, называется газовым фактором. Нефтяной газ в основном состоит из углеводородов метанового ряда: метан, этан, пропан, бутан, пентан. Кроме этого могут содержаться углекислый газ СО2, азот N2, сероводород H2S и редкие газы (гелий, аргон). В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких или тяжелых (пропан и выше) компонентов газы разделяются на сухие и жирные. В сухом газе содержание тяжелых углеводородов незначительно или они отсутствуют, а в жирных газах достигает значительного количества, и из них можно получить сжиженные газы или  газовый бензин. Сухой газ: содержание  в  1 м3 меньше 60 граммгазового бензина; а жирный более 60-70 грамм бензина. Нефтяные газы, содержащие сероводород и углекислый газ, называются кислыми. Они осложняют эксплуатацию промыслового оборудования, из-за коррозии. Скорость коррозии металла может уменьшаться, если в поток продукции скважины добавляют ингибиторы коррозии. В некоторых случаях на нефтяных месторождениях осуществляется очистка газа от кислых компонентов, которые затем утилизируют вплоть до получения из H2S элементарной S.  Плотность газа  его масса; заключенная в 1 м3 при тем  0 град. и атмосферном давлении. Чем жирнее газ, тем выше его плотность. Теплота сгорания – количество тепла, которое выделяется при полном сгорании 1 кг газа.

3 Оборудование скважин, эксплуатирующихся ЭЦН. Наряду со штанговыми глубинными насосами для эксплуатации нефтяных скважин все большее применение находят бесштанговые, погружные центробежные насосы. Электрическими центробежными насосами, эксплуатируются в основном высокодебитные скважины, в то время как штанговыми насосами эксплуатируются преимущественно малодебитные и среднедебитные скважины. Установка погружного центробежного электронасоса состоит из следующих основных элементов: насосного агрегата (насос, электродвигатель, протектор); колонны подъемных труб; бронированного кабеля; устьевой арматуры; кабельного барабана с направляющим роликом; станции управления и автотрансформатора. Насосный агрегат в собранном виде спускают в скважину на подъемных трубах. Все узлы агрегата имеют самостоятельные валы на подшипниках. Валы соединяются друг с другом шлицевыми муфтами. Кроме того, корпусы насоса, протектора и эл двигателя соединены между собой фланцами.

В погружном электроцентробежном  агрегате эл двигатель расположен непосредственно под насосом. Поэтому насос имеет боковой прием жидкости, которая поступает  в  него из кольцевого пространства между эксплуатационной колонной и эл. двигателем через фильтр-сетку. Ток для питания эл двигателя подводиться по специальному бронированному 3-х жильному круглому кабелю, который опускают вместе с колонной насосных труб и прикрепляют к ним тонкими железными поясами. На участке немного выше насоса и на самом агрегате кабель имеет плоское сечение, что уменьшает габариты  агрегата. Плоский кабель крепят к насосу и протектору также поясами. Наземное оборудование скважин состоит из устьевого оборудования, ролика, подвешиваемого к вышке, барабана со стойками для кабеля, автоматической станции управления и автотрансформатора.

Ролик предохраняет кабель от перегибов при спускоподъемных операциях. Трансформатор предназначен для компенсации падения напряжения в кабеле, подводящем ток к погружному электодигателю. Для защиты от пыли и снега автотрансформатор устанавливают в будке. При помощи  станции управления осуществляют ручное управление автоматом и кнопками, автоматическое отключение агрегата при прекращении подачи жидкости, нулевую защиту и защиту от перегрузки, отключение агрегата при коротких замыканиях. Барабан служит для транспортировки кабеля, для облегчения разматывания и сматывания его при спуске и сматывания его при спуске и подъеме агрегата из скважины. Оборудование устья скважины при эксплуатации погружным центробежным электронасосом состоит из тройника и задвижки, установленной на выкидной линии. Насосные трубы подвешивают  на фланце обсадной колонны при помощи специальной планшайбы. Работа установки  происходит следующим образом. Электроток из промысловой сети через трансформатор и станцию управления поступает по кабелю и эл двигателю и приводит его в действие; эл двигатель вращает вал насоса и приводит  в действие центробежный насос.  Во время работы агрегата происходит всасывание жидкости центробежным насосом через фильтр, установленный на приеме насоса, и нагнетание ее по насосным трубам на поверхность. Чтобы жидкость, при остановке агрегата не сливалась из колонны труб в скважину, в трубах над насосом смонтирован обратный клапан. Кроме того, над насосом устанавливают спускной клапан, через который жидкость сливается из колонны труб перед подъемом агрегата из скважины.

 

 

 

2.                   Воздействие на технологический процесс со стороны оператора. Управление с дистанционного пульта; переход с автоматического управления на ручное и обратно.

Система телемеханики - это устройство для сбора, передачи и обработки информации от технологических объектов. Система состоит из диспетчерского пульта (ДП) и контролируемого пункта (объекта) (КП).

ДП расположен на сборном пункте или в операторной, а КП располагается непосредственно на объектах. Связь между КП и ДП осуществляется, через кабель, либо через эфир (радиосвязь). ДП оборудован пультом с цифровыми индикаторами и элементами управления (кнопки, переключатели),  либо компьютером с соответствующим программным обеспечением. Необходимая информация запрашивается в ДП путем вызова соответствующего КП. С КП приходит ответ-квитанция и выдается информация, если таковая имеется (расход, давления, температура, состояние объекта вкл, выкл и т. п.)

Система телемеханики позволяет не только собирать информацию о состоянии объекта, но и управлять ими: включить или выключить эл. двигатель, открыть или закрыть задвижку, поставить на исследование ту или иную скважину и т. д. Автоматизируют и отдельные процессы: регулирование подачи рабочего агента в скважину, автоматические депарафинизационные установки и др. Перед тем, как приступить к работам на скважине, работающей в автоматическом режиме, оператор должен сообщить диспетчеру, отключить ключ телеконтроля телеячейки, а затем рубильник.

После выполнения работ оператор обязан сообщить диспетчеру об окончании ремонтных работ и о переходе скважины на автоматическое управление.

4.Нижний и верхний пределы взрываемости.

Пары всех горючих веществ в смеси с определенным количеством воздуха образуют взрывчатые смеси, вспыхивающие при наличии постороннего источника огня. По концентрации паров горячей жидкости или газа различают, нижний и верхний пределы взрываемости. Нижний предел взрываемости  соответствует минимальной концентрации паров горючего в смеси с воздухом, при которой происходит вспышка при поднесении пламени. Верхний предел взрываемости соответствует максимальной концентрации паров горючего в смеси с воздухом, выше которой вспышки уже не происходит из-за недостатка кислорода воздуха. У большинства углеводородов пределы взрываемости невелики. Самым широким пределами взрываемости обладают водород (4-75%), ацетилен (2-81%) и окись углерода (12,5-75%).H₂S: 4,3%-44,5%; СН₄: 5%-15%

5.Первая помощь при кровотечениях.

При ранениях, даже самых небольших, требуется принять все меры, чтобы избежать загрязнения раны, которое может привести к проникновению в организм человека микробов, вызывающих опасные заболевания. Поэтому, нельзя промывать рану водой, смазывать мазями, посыпать порошком и т п.

Рану необходимо накрыть стерильным перевязочным материалом и перевязать бинтом. Оказывающий помощь должен предварительно чисто вымыть руки мылом, а при невозможности смазать пальцы йодом.

Однако и чистыми руками прикасаться к ране нельзя! При небольшом ранении конечности остановить кровотечение можно, подняв ее вверх или придавливая рану пальцем, предварительно положив стерильную повязку.

При сильном кровотечении необходимо пальцами, жгутом или «закруткой» сдавить кровеносные сосуды; питающие область ранения. Жгут или «закрутку» накладывают на конечности так, чтобы кровеносные сосуды были прижаты к кости. В качестве жгута применяется упругая растягивающая ткань (резиновая трубка, подтяжки). Наложенный жгут нельзя держать дольше 1,5-2 часов, иначе может произойди омертвление конечности.

Если под рукой нет соответствующего материала, то для  «закрутки» можно использовать полотенце, веревку, скрученный платок и т. д. При этом материал обводится вокруг конечности и завязывается узлом. В узел вставляется палочка, которой закручивают узел до тех пор, пока не остановится кровотечение. Прикладывается записка с указанием времени наложения жгута. Жгут через каждые 1-1,5 часа ослабляют на 5-10 минут.

Пострадавшего отправляют в медицинское учреждение.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

БИЛЕТ 9.

1.                   Схема сбора и транспортировки нефти и газа на обслуживаемом участке.

Продукция нефтяных скважин представляет собой сложную смесь, состоящую из нефти, газа, воды, механических примесей. Продукцию нефтяных скважин, расположенных по всей территории нефтяного месторождения необходимо собрать на центральные пункты подготовки нефти, газа и воды ЦСП, где нефть и газ должны быть подготовлены до товарных кондиций.  Под системой сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях понимают весь комплекс оборудования и трубопроводов, предназначенный для сбора продукции отельных скважин и транспортировки их до ЦСП. В зависимости от природно-климатических условий, системы разработки месторождений, физико-химических свойств пластовых жидкостей, способов и объемов добычи нефти, газа и воды выбираются различные системы внутри промыслового сбора продукции скважин. Однако, не смотря на разнообразные системы сбора, они имеют общие основные принципы:

1)                   возможность измерения продукции каждый скважины;

2)                   возможность транспортировки продукции скважин под давлением, имеющимся на устье скважины до ЦСП;

3)                   организация сброса пластовой воды на удаленных от ЦСП месторождениях (при добыче высокоотводненных нефтей).

При проектировании системы сбора учитывается также возможность смешивания нефтей разных месторождений, необходимость подогрева высоководных и высокопарафинистых нефтей. Трубопроводы,  прокладываемые на месторождениях от скважин до замерных установок, называются выкидными линиями, а трубопроводы  от установок до ДНС и от них до ЦСП - нефтегазосборными коллекторами. Существуют однотрубные системы сбора, при которых вся продукция скважин поступает сначала по выкидным линиям, потом по нефтесборным коллекторам до ЦСП. Помимо этого, применяются двухтрубные, когда на установках измерения или на ДНС от нефти отделяется газ и по отдельному трубопроводу подается на ЦСП. На некоторых месторождениях осуществляется раздельный сбор продукции безводных и обводненных скважин, которые, не смешиваясь, поступают на ЦСП. Ко всем существующим системам сбора предъявляется также одно из важнейших требований предупреждения потерь легких фракций нефти. Для выполнения этого требования, необходима точная герметизация системы от скважины до ЦСП. В последнее время наметилась тенденция к укрупнению пунктов подготовки нефти: продукция с нескольких нефтяных месторождений поступает на подготовку в один центральный пункт, построенный на одном из месторождений. На остальных же месторождениях строят лишь ДНС, обеспечивающие подачу продукции скважин до ЦСП. Системы сбора непрерывно совершенствуются в направлении снижения капиталовложений, эксплуатационных затрат, а также предотвращения потерь нефти и газа.

2.                   Какое оборудование устанавливается на устье фонтанной скважины?

Фонтанная арматура предназначена для оборудования устья скважин (фонтанирующих газовых и нефтяных) с целью их герметизации, контроля и режима эксплуатации.  Фонтанная арматура представляет собой соединение на фланцах или хомутах различных тройников, крестовиков, катушек и запорных узлов (задвижки или крены). Между фланцами устанавливаются уплотнительные кольца из спец. малоуглеродистой стали. Фонтанная арматура состоит из трубной головки и елки. Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке и предназначена для подвески подъемных труб и герметизации пространства между подъемными трубами и ЭК. ТГ служит и для контроля межтрубного пространства и воздействия на него при необходимости.  Елка  предназначена для направления газонефтяной струи в выкидные линии для регулирования и контроля скважины, а также для ее закрытия при необходимости.

3.                   Меры по предупреждению износа оборудования.

Чтобы оборудование работало бесперебойно, лучше сохранялось и  обеспечивало высокую производительность, качество выпускаемой продукции,  необходимы систематический уход за ним и своевременный регулярный ремонт. Ремонт, выполняемый заблаговременно, чтобы предупредить поломки и выход из строя оборудования, называется ППР (планово-предупредительный ремонт). Сущность: через определенный промежуток времени, отработанного каждым агрегатом производят профилактические осмотры и регулярные виды плановых ремонтов, чередования и периодичность которых определяется назначением, особенностями и условиями эксплуатации. Межремонтное обслуживание, состоит в наблюдении за состоянием оборудования и выполнение рабочими правил эксплуатации, в своевременном устранении мелких неисправностей, своевременном регулировании механизмов и КИП.  В системе ППР различают текущий, средний и капитальный ремонты. Текущим ремонтом называется минимальный по объему вид планового ремонта, при котором чисткой, восстановлением или замена быстро изнашивающихся деталей (срок службы которых равен межремонтному периоду или меньше его) оборудованию возвращается исправное состояние, обеспечивающее оптимальную производительность и безопасность работы до следующего очередного планового ремонта.

 

 

4.Действие электрического тока на организм человека.

При непосредственном соприкасании человека с токоведущими частями эл установки, находящейся под напряжением, возникает опасность поражения его организма током, т. к. тело человека способно проводить эл ток. Наиболее опасен для человека является переменный ток с частотой 50 гц. Важным фактором, предопределяющим исход поражения эл током, являются: род тока (переменный или постоянный), частота (при переменном токе), величина тока (напряжение), продолжительность воздействия, путь протекания тока через тело человека, физическое и психическое состояние человека в момент действия на его организм эл тока (сопротивление человеческого тела).

Сопротивление организма воздействию тока зависит  от физического и психологического состояния человека и резко снижается, если человек голоден, нездоров, утомлен, опьянен. При этом резко возрастает вероятность тяжелого поражения. Величина сопротивления различных органов тела человека при влажной, грязной, поврежденной коже также резко снижается.

Исход травмы зависит от площади поражения и места контакта. При одном и том же напряжении в зависимости от места прикосновения в одних случаях  люди погибают, в других могут только испугаться или получить легкую травму. Действие эл. тока на организм носит разносторонний характер. Проходя через организм, эл. ток производит термохимическое, электролитическое и биологическое действие. Раздражающее действие тока на ткани организма может быть прямым, т.е. когда ток проходит непосредственно по этим тканям и в некоторых случаях – рефлекторным, т.е. через центральную нервную систему, когда путь тока лежит вне этих тканей. Это многообразие действий эл. тока может привести к двум видам поражения: электрическим травмам и электрическим ударам. В большинстве случаев эл. травмы излечиваются, и работоспособность пострадавшего восстанавливается полностью или частично.  Различают следующие эл. травмы: эл. ожоги, эл. знаки, металлизация кожи, электроофтальмия  и механические повреждения.

Эл. удар – это возбуждение живых тканей организма проходящим через него эл. током, сопровождающееся непроизвольными судорожными сокращениями мышц. При эл. ударах исход воздействия тока на организм может быть различным – от легкого, едва ощутимого, судорожного сокращения мышц пальцев руки до прекращения работы сердца или легких, т.е. до смертельного поражения. В зависимости от исхода воздействия тока на организм эл. удары условно делятся на следующие четыре степени:

I-судорожное сокращение мышц без потери сознания;

II-судорожное сокращение мышц с потерей сознания, но с сохранившимися дыханием и работой сердца;

III-потеря сознания и нарушение сердечной деятельности или дыхания (либо того и другого вместе);

IV- клиническая смерть, т.е. отсутствие дыхания и кровообращения.

4.                   Правила хранения фильтрующих противогазов.

Фильтрующие противогазы обслуживающего персонала должны храниться в специально отведенном доступном месте в шкафах с ячейками, с указанием фамилии владельца противогаза. Аварийные противогазы должны храниться в специально отведенном доступном месте, в отдельном ящике.  Дверца ящика пломбируется. Закрывать ее на замок запрещается! Целостность пломб проверяется вахтовым персоналом ежемесячно с записью в вахтовый журнал.

 

 

 

 

 

 

 

БИЛЕТ 10

1.                   Газлифтная эксплуатация скважин.

Газлифтная эксплуатация скважин схожа с фонтанным способом добычи нефти. Отличие в том, что при фонтанировании источником энергии служит газ, поступающий вместе с нефтью из пласта, а при газлифтной эксплуатации подъем жидкости осуществляется при помощи сжатого газа, нагнетаемого в скважину с поверхности. Оборудование газлифтной скважины почти не отличается от оборудования фонтанных скважин, только в НКТ устанавливают газлифтные клапаны для подачи газа в жидкость, поступающего из пласта. В результате раз газирования,  плотность пластовой жидкости снижается, противодавление на пласт становится меньшим и скважина как бы начинает фонтанировать. Газовоздушный подъемник. В спокойном состоянии жидкость в трубах и в скважине находится на одном уровне, называется статическим уровнем. При работе воздушного подъемника в затрубном устройстве, устанавливается новый уровень динамический.

 

 

2.                   Агрегаты типа АРОК, для чего они применяются?

Агрегаты типа АРОК предназначены для технического обслуживания и ремонта СК (станок качалок) на нефтяных промыслах в процессе их эксплуатации. Он смонтирован на шасси автомобиля «УРАЛ», с помощью этого агрегата производят механизированную смазку всех узлов СК, промывку редуктора и смену масла, а также замену отдельных узлов и деталей.

3.                   Чем оборудован резервуар?

 Оборудование резервуаров имеет свое назначение обеспечить правильную и безопасную эксплуатацию их, в частности: наполнение 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.   Люк-лаз устанавливается на нижнем поясе и предназначается для проникновения людей внутрь резервуара, при ремонте и очистке его от грязи, а также для освещения и проветривания резервуара.  Проверяют не реже одного раза в месяц (без вскрытия). Замерный люк - служит для замера в резервуаре уровня нефти и подтоварной воды, а также для отбора проб. Внутри замерного люка расположена направляющая колодка  кольцо,   по которым спускают замерную ленту. Колодка и кольцо изготавливаются из материала, не дающего искр.  Проверяют каждый раз при пользовании, но не реже одного раза  месяц. Световой люк – устанавливается на крыше. При открытой крышке, через него внутрь резервуара проникает свет и производится проветривание перед зачисткой или ремонтом.  Приемно-раздаточные патрубки – предназначаются для присоединения к ним приемных или раздаточных трубопроводов снаружи резервуара. Диаметры в зависимости от производительности перекачиваемой нефти колеблются в пределах 150-700мм (чтобы скорость потока была 0,5-2м/с). Проверяют при приеме и отпуске продукта, но не реже одного раза в месяц.  Сифонный кран – для поддержания необходимой водяной подушки и стравливания подтоварной воды. Проверяют каждый раз перед сбросом воды, не реже 2 раза в месяц.

Лестница – служит для подъема обслуживающего персонала на резервуар. Проверяют не реже одного раза  месяц.  Замерное устройство – состоит из тростка, линейки, поплавка, указателя ролика. Служит для замера уровня нефти в РВС без подъема на него. Проверяют не реже одного раза в месяц.

Дыхательный клапан – автоматически сообщает газовое пространство РВС с атмосферой в те моменты, когда в резервуаре создается предельно допустимое давление или вакуум, в результате изменения температуры, а также при наполнении и опорожнении резервуара.  Клапан работает так: при повышении давления внутри резервуара клапан избыточного давления поднимается и сбрасывает в атмосферу излишний газ, а при понижении давления открывается клапан вакуума и в резервуар поступает воздух.

Размеры дыхательных клапанов выбирают от пропускной способности.

Проверяют не реже 2-х раз в месяц. Гидравлический предохранительный клапан  предназначается для дыхания резервуара при отказе в работе дыхательного клапана. Клапан заливают незамерзающими, неиспаряющимися легко вязкими жидкостями (раствор глицерина, этилен-глюколь и др.), образующими гидравлический затвор, через который происходит барбатаж из резервуара излишнего газа или «вдох» недостающего воздуха. Проверяют не реже 1 раза в 10 дней. Огневые предохранители устанавливаются  на резервуарах в комплекте с дыхательными и предохранительными клапанами и предназначаются для предохранения газового пространства РВС от проникновения в него пламени через клапан. Принцип действия:  пламя,  попадая в огневой предохранитель, проходит через систему каналов мелкого сечения, в результате чего дробится на мелкие потоки; поверхность соприкосновении пламени с предохранителем увеличивается, отдача тепла стенкам каналов и пламя затухает. Основной деталью огневых предохранителей является спиральная ленточная кассета цилиндрической формы, изготовленная из цветных металлов и помещенная в корпус предохранителя.  Проверяют в теплое время 1 раз в месяц, при температуре ниже 0 град 3 раза в месяц.

4.                   Правила безопасности при работе в емкостях, колодцах.

К данному виду ремонт допускаются мужчины с 18 лет, прошедшие инструктаж по технике безопасности, пожарной безопасности и проверку знаний. Составляется план безопасных работ, утвержденный главным инженером предприятия, а также наряды-допуски на подготовку и проведение работ, утвержденные главным инженером. В наряде-допуске должно указываться:

1)    наименование объекта и работ;

 2)   ответственные за подготовку и проведение работ;

 3)    указываются мероприятия, обеспечивающие безопасное проведение работ при       подготовке и проведение работ;

4)       состав бригады и роспись в проведении инструктажа;

5)       контроль за состоянием воздушной среды.

Спуск в емкость, колодец осуществляется по команде ответственного за проведение работ. При спуске в емкость или колодец необходимо соблюдать меры предосторожности, чтобы не допустить травмирования ног или спины о край люка, а также зацепления и перегибания или повреждения шланга.

Дублеры должны оказать помощь работнику, спускающемся в емкость или колодец, и следить за свободными перемещениями шланга и сигнально-спасательной веревки.  Спускаться в емкость или колодец нужно по лестнице, держась обеими руками за перекладины или поручни. В руках не должно быть никаких предметов или инструментов. Спустившись в емкость или колодец, необходимо сделать несколько глубоких вдохов с целью проверки герметичности противогаза. Необходимый для работы инструмент, приспособления и материалы должны подаваться после спуска рабочего в емкость или колодец, в инструментальном ящике или сумке при помощи веревки, способом, исключающим их падение, искрообразование, травмирование работающего в емкости или колодце. При работе внутри емкости или колодца необходимо постоянно следить, чтобы шланг и веревка не скрутились и не защемлялись каким-либо предметом. Шланг противогаза и сигнально-спасательная веревка должны находиться постоянно в руках у наблюдающего. Срок единовременного пребывания работающего в шланговом противогазе не должен превышать 30 минут. После запланированных работ или по истечении 30 минут, работающий в емкости или колодце должен подать сигнал наблюдающему и выйти из емкости или колодца. При выходе работающего из емкости или колодца, наблюдающий должен выбирать веревку и шланг с целью предотвращения их защемления и перекручивания. По окончании работ из емкости или колодца необходимо убрать весь инструмент, все материалы и приспособления, которые применялись при проведении работ. Проверить отсутствие в емкости посторонних предметов.

5.                   Оказание первой доврачебной помощи при ушибах и вывихах.

При ушибах и вывихах пострадавший испытывает острую боль, резко усиливающая при попытке изменить положение поврежденной части тела.

Признаки: боль в кости, неестественная форма конечности, подвижность на месте, где нет сустава, искривление и припухлость. Для оказания первой до врачебной помощи: обеспечить полную неподвижность поврежденной конечности. Нельзя самим пытаться вправить вывих, сделать это может только врач. Вывихи. При вывихи плечевой кости шины надо накладывать на согнутую в локтевом суставе руку. При вывихе предплечья следует накладывать шину от локтевого сустава до кончиков пальцев, вложив в ладонь пострадавшего плотный комок из ваты или бинта, который пострадавший как бы держит в кулаке.  При вывихе костей кисти и пальцев рук кисть следует прибинтовать к широкой шине так, чтобы она начиналась с середины предплечья, а кончалась у конца пальцев. В ладонь поврежденной руки предварительно должен быть вложен комок ваты, бинт и т. п., чтобы пальцы были несколько согнуты. При вывихе кистей голени фиксируются коленный и голенной суставы. Ушибы. Признаки: припухлость, боль при прикосновении к месту ушиба. К месту ушиба надо приложить холод, а затем наложить тугую повязку. Не следует смазывать ушибленное место настойкой йода, растирать и накладывать согревающий компресс, т.к. это лишь усилит боль.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

БИЛЕТ 11.

1.                   Для чего надо производить исследование скважин?

В процессе эксплуатации нефтяных месторождений необходимо производить исследование скважин.  Цель исследования -   это уточнение физических свойств пласта, определение изменения этих свойств во времени, выявление изменения пластового давления и температуры пласта, степень обводненности продукции, изменения дебита скважин, газового фактора, состояние глубинного оборудования и т. д. По результатам исследования определяют объем добычи по скважинам, изменяют объем закачки воды по нагнетательным скважинам с целью равномерного перемещения водонефтяного контура, определяют необходимость в ремонте оборудования, выводят на режим скважины. Для установления правильного режима эксплуатации скважины ее необходимо периодически исследовать. При исследовании скважин и оперативном контроле за их работой замеряют дебиты скважин по жидкости и газу, определяют обводнненость. Давление и температуру на забое и по стволу скважины измеряют глубинным манометром и термометром. Глубинным дифферинициальным манометром измеряют разницу между пластовым и забойным давлением при исследовании скважин на приток. Для отбора проб нефти из скважины предназначены различные пробоотборники. Для измерения притока жидкости в фонтанных скважинах из различных пропластков продуктивного горизонта применяются глубинные дебитомеры, спускаемые на проволоке или на стальном тросе через лубринетор. По замерам дебита нефти и газа определяют газовый фактор. Для определения статистического и динамического уровней в скважине используют эхометры, эхолоты .

 

2.                   Агрегаты тип АДП, для чего они применяются?

Агрегат АДПМ  предназначен для депарофинизации скважин горячей нефтью. Агрегат смонтирован на шасси автомобиля  КРАЗ или УРАЛ, включает в себя нагреватель нефти, нагнетательный насос, системы топлива и подача воздуха к нагревателю, систему автоматики КИПиА технологические и вспомогательные трубопроводы. Привод механизмов агрегата осуществляется от двигателя автомобиля через трансмиссию. Управление агрегатом осуществляется через кабину водителя, где размещены основные кип и элементы управления.

3.                   Схемы сбора нефти и газа. Однотрубные и двухтрубные схемы сбора.

4.                   Правила безопасности при работе с деэмульгаторами.

К работе с деэмульгатором допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие мед освидетельствование. Инструктаж по безопасным методам и приемам труда. Все рабочие, которым необходимо выполнять работы с деэмульгатором, должны помнить о возможной опасности отравления.

При работе с деэмульгаторами необходимо пользоваться специальной одеждой, защитными очками, противогазом марки «А». Все лица, работающие с деэмульгатором должны проходить медицинский осмотр 1 раз в год. Бочки с деэмульгатором необходимо защищать от воздействия прямых солнечных лучей и отопительных приборов. При вскрытии бочек оператор обязан работать в противогазе, резиновых сапогах, резиновых перчатках и прорезиненном фартуке. Открывать бочки следует инструментом, не дающим искр. Не разрешается использовать для перевозки и хранения деэмульгаторов неисправные емкости. Помещение или огражденная площадка, где хранятся деэмульгаторы, должны закрываться на замок и, кроме того, должны быть вывешены предупредительные надписи: «Огнеопасно», «Яд». Деэмульгатор представляет собой поверхностно-активное вещество. В качестве растворителя в деэмульгаторе содержится 30-35 % метилового спирта, т к деэмульгатор растворен в метиловом спирте, то эта жидкость является ядовитой и легковоспламеняющейся. Герметичность бочек следует периодически проверять путем тщательного их осмотра; бочка имеющая пропуск, должна быть немедленно освобождена. Пролитой деэмульгатор должен быть немедленно смыт большими порциями воды или засыпан песком. Запрещается засасывать деэмульгатор в пипетки и сифоны ртом, а также применять его для мытья рук и одежды. При работе с деэмульгаторами не допускается:

·         Разлив его на полу и оборудовании, попадание на тело и одежду;

·         Хранить одежду в местах производства работ;

·         Принимать пищу и курить в специально отведенных местах без предварительного мытья рук с мылом;

·         При появлении признаков отравления, нужно немедленно вынести пострадавшего на свежий воздух и срочно сообщить в медсанчасть.

Сливные трубопроводы должны монтироваться с уклоном емкости, в которую производится слив. По окончании работ с деэмульгатора необходимо тщательно вымыть руки с мылом. После слива деэмульгатора необходимо закрыть емкость, проверить наличие замков на въездных воротах, чтобы исключить возможность прохода посторонних на территорию склада-навеса и площадку слива.

5.Область применения шланговых противогазов.

Противогаз шланговый ПШ-1-дыхательный прибор, изолирующего типа, предназначен для индивидуальной защиты органов дыхания, глаз и лица человека в атмосфере, содержащей мене 18 объемных % кислорода, а также при содержании более 0,5 объемного % вредных веществ. Область применения ПШ-1: замкнутые емкости, цистерны, колодцы, отсеки и другие изолированные сооружения и помещения подобного типа. Противогаз необходимо использовать в условиях, когда применение фильтрующе - поглащающих средств индивидуальной защиты органов дыхания человека запрещено, когда неизвестны состав и концентрации вредных веществ в воздухе рабочей зоны, а также для эвакуации пострадавших из загрязненной зоны. Противогаз может применяться при температуре окружающей среды от минус 30 до плюс 50 градусов С.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

БИЛЕТ  12.

1.                   Способы добычи нефти из продуктивного пласта.

Нефть добывается двумя основными способами: фонтанным и механизированным. Если нефть поднимается на поверхность под действием естественной энергии нефтяного пласта, способ добычи называется фонтанным. Если энергии пласта мало для подъёма жидкости на поверхность, приходится применять дополнительное оборудование, способ добычи называется механизированным. Фонтанный способ добычи нефти. Оборудование фонтанной скважины состоит из колонны насосно-компрессорных труб  (НКТ) и устьевой фонтанной арматуры с выкидными линиями. К вспомогательному оборудованию относятся отсекатель для  отключения скважины в случае её неисправности,  манометр для контроля за давлением, штуцер для регулирования дебита скважин, камера пуска шара для очистки выкидных нефтепроводов от парафина. Данный способ наиболее дешёвый и наименее трудоёмкий. Механизированный способ добычи нефти. При механизированном способе добычи подъём нефти из пласта на поверхность осуществляется при помощи газлифта, электроцентробежных насосов и штанговых скважинных насосов. Газлифтная эксплуатация нефтяных скважин схожа с фонтанным способом добычи. Отличие в том, что при фонтанировании источником энергии служит газ, поступающий вместе с нефтью из пласта, а при газлифтной  эксплуатации подъём жидкости осуществляется при помощи сжатого газа, нагнетаемого в скважину с поверхности. Оборудование газлифтной скважины почти не отличается от оборудования фонтанных скважин, только в НКТ устанавливают газлифтные клапаны для подачи газа в жидкость, поступающую из пласта. В результате разгазирования плотность пластовой жидкости снижается, противодавление на пласт становится меньшим и скважина как бы начинает фонтанировать.

Насосная эксплуатация скважин.  При данном способе подъём жидкости из скважин на поверхность осуществляется насосами штанговыми и бесштанговыми (погружными электроцентробежными). Откачка нефти из скважин при помощи ШГН получила широкое распространение в силу их простоты и сравнительной дешевизны. Основными элементами являются: колонна насосных труб и скважинный насос с плунжером, подвешенным на штангах. Эти элементы относятся к подземному оборудованию. Скважинный насос приводится в движение от СК, расположенного на поверхности земли и состоящего из балансира, шатунно-кривошипного механизма и двигателя. Недостатки: тяжёлое громоздкое оборудование при больших глубинах скважин, частые обрывы штанг из-за больших нагрузок, недостаточная подача для отбора больших объёмов жидкости. Наиболее широко применяются ЭЦН. Преимущества: простота обслуживание, высокая подача (до 1500 м3\сут.), относительно большой межремонтный период. ЭЦН состоит из расположенных вертикально на общем валу многоступенчатого центробежного насоса, электродвигателя и протектора, служащего для защиты электродвигателя от попадания в него пластовой жидкости. Питание двигатель получает по бронированному кабелю, который спускается в скважину со спуском НКТ, в нижней части которых крепится насос. Кабель крепится к трубам специальными металлическими поясками.

2.Сепараторы двухфазные и трехфазные.

См. БИЛЕТ 1.ВП. 2.

 

 

3.Химический состав нефти. Классификация нефти.

По элементарному составу все нефти довольно близки между собой: они состоят из двух основных элементов углерода (С) и водорода (Н). Содержание С-82-87%, Н-11-14%. На долю этих двух элементов приходится 97-99% всего состава нефти. Содержание  других элементов -  серы, кислорода, азота не превышает 1-2% и лишь для высокосернистых нефтей достигает 3-5% преимущественно за счёт серы. По химическому  составу нефть- смесь углеводородов парафинового,  нафтенового и ароматического рядов газообразных, жидких, твердых. Углеводороды, содержащие 1-4 атома углерода - газообразные, от 5 до 17-жидкие вещества, свыше 17-твёрдые.

Классификация. По содержанию серы   нефти делятся на: малосернистые (0-0,5 %), сернистые (0,51-2%), высокосернистые (свыше 2%). Содержание серы и соединений ухудшает качество нефти, вызывает серьёзные осложнения в процессе добычи, транспорта и переработки нефти  из-за коррозии трубопроводов и оборудования. По содержанию парафинов: малопарафиновые ( не более 1,5%), парафиновые (1,51-13%), высокопарафиновые  (более 6%). По содержанию фракций выкипающих до 350 С нефти делятся на группы: 1. менее 30%, 2. 30-45%, 3.более 45%. По содержанию масел нефти делятся на группы: 1.менее 15%, 2. 15-20%, 3. более 20% масел.

4.Требования к манометрам.

Манометры. Каждый  сосуд и самостоятельные полости с разными давлениями должны быть снабжены манометрами прямого действия. Манометр может устанавливаться на штуцере сосуда или трубопроводов до запорной арматуры. Манометры должны иметь класс точности не ниже:

-2,5- при рабочем давлении сосуда до 2,5 Мпа (25 кгс\см2);

-1,5-при рабочем давлении сосуда свыше 2.5 Мпа (25 кгс\см2).

Манометр должен выбираться с такой шкалой, чтобы предел измерения рабочего давления находился во второй трети шкалы. На шкале манометра должна быть нанесена красная черта, указывающая максимальное рабочее давление в сосуде. Взамен красной черты разрешается прикреплять к корпусу манометра металлическую пластину, окрашенную в красный цвет и плотно прилегающую к стеклу манометра. Манометр должен быть установлен так, чтобы его показания были отчетливо видны обслуживающему персоналу.

Номинальный диаметр корпуса манометров, устанавливаемых на высоте до 2м от уровня площадки наблюдения за ними, должен быть не менее 100 мм, на высоте от 2 до 3 м – не менее 160 мм. Установка манометров на высоте более 3м от уровня площадки не разрешается. Между манометром и сосудом должен быть установлен трехходовой кран или заменяющее его устройство, позволяющее проводить периодическую проверку манометра с помощью контрольного манометра. На сосудах, работающих под давлением выше 2,5 Мпа (25 кгс\см2) или при температуре среды выше 250 С , а также с взрывоопасной средой или вредными веществами 1 и 2 классов опасности, вместо трехходового крана допускается установка отдельного штуцера с запорным органом для подсоединения второго манометра. Манометры и соединяющие их с сосудом трубопроводы должны быть защищены от замерзания. Манометр не допускается к применению в случаях, когда:

-отсутствует пломба или клеймо с отметкой о проведении проверки;

-просрочен срок проверки;

-стрелка при его отключении не возвращается к нулевому показанию шкалы на величину, превышающую половину допускаемой погрешности для данного прибора;

-разбито стекло или имеются повреждения, которые могут отразиться на правильности его показаний.

Проверка манометров с их пломбированием или клеймением производится не реже одного раза в 12 месяцев. Кроме того, не реже одного раза в 6 месяцев владелец сосуда должен производить дополнительную проверку рабочих манометров контрольным манометром с записью результатов в журнале контрольных проверок. При отсутствии контрольного манометра допускается дополнительную проверку производить рабочим манометром, имеющим с проверяемым манометром одинаковую шкалу и класс точности.

5.Назначение противогазов ПШ-1,ПШ-2.

Противогаз шланговый ПШ-1 (ПШ-2)- дыхательный прибор изолирующего типа, предназначен для индивидуальной защиты органов дыхания, глаз и лица человека в атмосфере, содержащей менее 18 объёмных процентов кислорода, а также при содержании более 0,5 объёмного процента вредных веществ.

 

 

 

 

 

 

 

 

БИЛЕТ 13.

1.                   Физико-химические свойства пластовых вод.

Пластовые воды – обычные спутники нефти. Количество воды в продукции скважин непостоянно от 0 (в начале разработки) до 95% и более (в конце).

В пластовых водах растворены газы и некоторое количество  минеральных

солей. Минерализация измеряется  в г/л и колеблется в  широких пределах

 групп:

 А - пресные (менее 1 г/л),

 Б – солоноватые (1-10 г/л),

В – соленые (10-150    г/л),

Г – рассолы (более 150 г/л). В пластовых водах содержится в основном различные соли натрия, калия, магния. Наибольшее количество NaCl (до 80-90%).Кроме минеральных солей могут содержаться оксиды железа, алюминия, кремния и т.д. По величине плотности пластовой воды можно судить о количестве растворенных в ней солей (измеряется при помощи ареометра Боме). Из органических веществ в водах найдены анионы и  мыла  нафтеновых и жирных кислот, фенолы и некоторые др. соединения. Характерными компонентами являются:  йод и бром (часто содержатся в концентрациях, достаточных для промышленного извлечения их. Промышленная концентрация йода   в воде более 10-20 мг/л, брома - свыше 250-500 мл/л).  Газы, растворенные в воде: углеводород, сероводород  и в некоторых водах гелий. Из углеводородных газов: метан и этан, из не углеводородных – углекислый газ и сероводород. Углекислый газ растворяется в воде лучше, чем углеводородные газы, но содержание  в воде обычно незначительно. Соединение H2S и СO2  создает опасную угрозу в коррозионном отношении. В основном воды делятся на 2  группы:

 

1).Жесткие (хлоридно - кальцевые);

2).Щелочные (гидрокарбонатоно - натриевые).

Первые отличаются большим содержанием ионов Na+ и Cl-, и в меньшем количестве Сa2+, еще менее магний. А в некоторых водах железо в значительных количествах. Плотность жестких достигает 1,2 г/см3.

Водородный показатель рН.    (рН – логарифм концентрации водородных ионов, взятых с обратным знаком). Для жестких вод в пределах 4-6, т.е. реакция  кислая, рН=7 – нейтральная, меньше 7 щелочная. Основными компонентами щелочных вод является ионы Na+,Cl-, SO42-,

HСО3-,CO32-.Значительное содержание CO32- и незначительное Са2+. Щелочные воды характеризуются меньшей минерализацией по сравнению с жесткими их плотность не более 1,07 г/см3, щелочные воды отличаются max (более 8) величинами рН.

2.Основные функции ДНС. Принципиальная технологическая схема.

См. БИЛЕТ 2, ВП.2.

3.Какие виды работ относятся к капитальному ремонту скважин.

Более сложные работы, связанные с ликвидации аварий с подземным оборудованием, исправлением поврежденных эксплуатационных колонн, изоляции вод, переходом на другой эксплуатационный режим, относящийся к категории капитального ремонта скважин. К капитальному ремонту относятся и операции по обработке призабойных зон скважин (гидравлический разрыв пластов, гидропескоструйную перфорацию, соляно кислотную обработку и пр.).

4.Назначение заземления, защитная изоляция, защитные средства.

Средства защиты от поражения электротоком:

·         Исправная и надежная изоляция токоведущих частей;

·         Ограждение токоведущих частей;

·         Блокировка при приближении к токоведущим частям;

·         Предупредительная сигнализация;

·         Электрозащитные (диэлектрические) средства;

·         Предупреждающие и защищающие плакаты.

Заземление устраивается в целях защиты людей от поражения током (защитное заземление) или выполняет функции, определяющие режим работы электроустановки (рабочее заземление). Заземление металлических нетоковедущих элементов установки являются одним из основных мероприятий, направленных на защиту людей от поражения током в случае замыкания токоведущих частей на нетоковедущих, нормально не находящиеся под напряжением. Основным элементами системы заземления являются заземлители (металлические проводники контакт с землей) и заземляющие проводники (проводники, соединяющие заземляемые элементы с заземлителями). Для защиты от прямых ударов молнии служат молниеотводы, которые состоят из молниеприемника, непосредственно воспринимающего удар молнии, заземлителя, отводящего ток молнии в землю, и токоотвода (спуска), соединяющего молниеприемник с заземлением. На установках используются вещества и материалы, обладающие диэлектрическими свойствами, что способствует возникновению зарядов статического электричества.  Статическое электричество возникает:

·         При сливе, наливе и перекачке нефтепродуктов;

·         При фильтровании нефтепродуктов;

·         При транспортировке сжиженных газов по трубам.

Меры защиты от статического электричества направлены на предупреждение возникновения и накопления зарядов статического электричества, создание условий рассеивания зарядов. Обязательному заземлению для отвода статического электричества подлежат все технологические трубопроводы с горючими жидкостями и газами, наливные и сливные стояки и колонки, резервуары с горючими жидкостями и газами, эстакады для слива и налива нефтепродуктов и другие сооружения и конструкции, на которых возможно появление зарядов статического электричества. Заземляющие устройства проверяются не реже одного раза в 6 месяцев, а в сырых помещениях – не реже 1 раза в 3 месяца. Сопротивление растеканию тока заземлителей не должно превышать 100  Ом. Если оно превышает нормативное значение на 20%, необходимо установить дополнительные электроды или исправить заземляющее устройство. Устройство и монтаж заземляющих устройств должны соответствовать ПУЭ и  СНиП  3.05.06.

5.                   Правила пуска центробежного насоса.

См. БИЛЕТ 6 ВП.3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Билет 14.

1.                   Механизированный способ добычи нефти и газа.

См. БИЛЕТ 12 ВП.1.

2.Паровые передвижные установки ППУ. Для чего  они применяются?

Предназначены для депарофинизации подземного  и  наземного оборудования скважин, а так же для подогрева трубопроводов и др. нефтепромыслового оборудования. ППУ смонтирована на шасси «КРАЗ»; «УРАЛ»  и состоит из парогенератора, цистерны для воды, питательного и топливного насосов, вентилятора, привода, кузова с будкой, емкостью для топлива, приборов КИПиА, трубопроводов. Парогенератор – представляет собой вертикальный прямоточный змеевиковый котел, предназначенный для превращения воды в пар за счет теплоты выделенной при сжигании диз. топлива в топочном пространстве. Управление процессом из кабины водителя.

2.                   Существующие методы ППД.

 Искусственное поддержание пластового давления является наиболее эффективным мероприятием по увеличению темпа отбора нефти из залежи и получению повышенных коэффициентов нефтеотдачи, характерных для режимов. Для закачки в пласт используют 3 рабочих агента: воду, газ, воздух.

1.                    Заводнение (рабочий агент – вода).

Для заводнения используют пластовые и пресные воды. Из-за недостатка пресной воды больше используют пластовые и очистные воды.

Требования к воде:

1)                   Вода должна быть чистой и не содержать больших количеств мех. Примесей и соединений железа.

2)                    Вода не должна содержать H2S и СO2  , вызывающих коррозию аппаратуры.

3)                   Закачиваемая вода не должна вступать с пластовой водой в химическое взаимодействие, сопровождающееся выпадением осадков, закупоривающих поры пласта.

4)                   Вода не должна содержать органических примесей (бактерий и водорослей).

Для подготовки воды используют реагенты: коагулянты (для осаждения примесей), ингибиторы коррозии, ПАВ; строят очистные сооружения.

Чаще применяют метод законтурного заводнения, т.е. закачка воды в законтурные водные залежи.  Расстояние от нагнетательного ряда скважин до внешнего ряда эксплуатационных не более 1-1,5 км. При плохой проницаемости пород на контуре нефтеносности нагнетательные скважины располагают внутри контура в водонефтяной зоне пласта, в более проницаемых частях залежи. Такой вариант носит название приконтурного заводнения. Наиболее распространенным методом является искусственное «разрезание» залежи на отдельные площади или блоки путем закачки воды в ряды нагнетательных скважин, расположенных вдоль намеченных линий разрезания внутри естественного контура нефтеносности. Это делается потому, что повышенное давление, создаваемое на линии нагнетательных скважин, активно воздействует на 2-3 близлежащих  ряда эксплуатационных скважин. Такой метод называется внутриконтурным заводнением. Для интенсификации разработки применяют комбинацию законтурного или приконтурного заводнения с внутриконтурным центральным заводнением.

Нагнетание газа или воздуха в пласт применяется в пластах с крутыми углами падения, имеющие хорошую проницаемость и однородность состава пород и насыщенные маловязкой нефтью. В таких пластах сжатый газ или воздух нагнетают в газовую шапку или в повышенную купольную часть. Для этого метода требуется строительство мощных компрессорных станций. Затраты энергии на сжатие газа при этом мало компенсируется выигрышем, полученным при его закачке в пласт по сравнению с водой.  В качестве рабочего агента применяют естественный нефтяной газ. Если промысел не располагает таким количеством газа, то закачивают воздух.

3.                   Первая помощь при ожогах.

1.Ожоги бывают: термические – вызванные огнем, паром, горячими предметами и веществами; химические – кислотами и щелочами и электрическими – воздействием электрического тока или электрической дуги.

2.По глубине поражения все ожоги делятся на четыре степени:

первая – покраснение и отеки кожи;

вторая – водяные пузыри;

третья – омертвление поверхности и глубоких слоев кожи;

четвертая – обугливание кожи, поражение мышц, сухожилий и костей.

3.Термические и электрические ожоги.

4.Если на пострадавшем загорелась одежда, нужно быстро набросить на него пальто, любую плотную ткань или сбить пламя водой.

5.Нельзя бежать в горящей одежде, так как ветер, раздувая пламя, увеличит и усилит ожог.

6.                   При оказании помощи пострадавшему во избежание заражения нельзя касаться обожженных участков кожи или смазывать их мазями, жирами, вазелином, присыпать питьевой содой, крахмалом и т.п. Нельзя вскрывать пузыри, удалять пристывшую к обожженному месту мастику, канифоль или другие смолистые вещества, так как, удаляя их, легко можно содрать обожженную кожу и, тем самым, создать благоприятные условия для заражения раны.

7.                   При небольших по площади ожогах первой или второй степени нужно наложить на обожженный участок кожи стерильную повязку.

8.                   Одежду и обувь с обожженного места нельзя срывать, а необходимо разрезать ножницами и осторожно снять. Если обгоревшие куски одежды прилипли к обожженному участку тела, то поверх них следует наложить стерильную повязку и направить пострадавшего в лечебное учреждение.

9.                   При тяжелых и обширных ожогах пострадавшего необходимо завернуть в чистую простыню или ткань, не раздевая его, укрыть потеплее, напоить теплым чаем и создать покой до прибытия врача.

10.                Обожженное лицо необходимо закрыть стерильной марлей.

11.                При ожогах глаз следует делать холодные примочки из раствора борной кислоты (половина чайной ложки кислоты на стакан воды) и немедленно направить пострадавшего к врачу.

12.                Химические ожоги.

13.                При химических ожогах глубина повреждения тканей в значительной степени зависит от длительности воздействия химического вещества. Важно как можно скорее уменьшить концентрацию химического вещества и время его воздействия. Для этого пораженное место сразу же промывают большим количеством проточной  холодной  воды из-под крана, из резинового шланга или ведра в течение 15-20 минут.

14.                Если кислота или щелочь попали на кожу через одежду, то сначала ее надо смыть водой с одежды, после чего промыть кожу.

15.                При попадании на тело человека серной кислоты или кусочка твердого вещества необходимо ее удалить сухой ватой или кусочком ткани, а затем пораженное место тщательно промыть водой.

16.                При химическом ожоге полностью смыть химические вещества водой не удается. Поэтому после промывания пораженное место необходимо обработать соответствующими нейтрализирующими растворами, используемыми в виде примочек (повязок).

17.                Дальнейшая помощь при химических ожогах оказывается так же, как и при термических.

18.                При ожоге кислотой делаются примочки (повязки) раствором питьевой соды (одна чайная ложка соды на стакан воды).

19.                 При попадании кислоты в виде жидкости, паров или газов в глаза или полости рта необходимо промыть их большим количеством воды, а за тем раствором питьевой соды (половина чайной ложки на стакан воды).

20.                При ожоге кожи щелочью делаются примочки (повязки) раствором борной кислоты (одна чайная ложка столового уксуса на стакан воды).

21.                При попадании брызг щелочи или паров в глаза и полость рта необходимо промыть пораженные места большим количеством воды, а затем раствором борной кислоты (половина чайной ложки кислоты на стакан воды).

22.                Если в глаз попали твердые кусочки химического вещества, то сначала их нужно удалить влажным тампоном, так как при промывании глаз они могут поранить слизистую оболочку и вызвать дополнительную травму.

23.                 При попадании кислоты или щелочи в пищевод необходимо срочно вызвать врача. До его прихода следует удалить слюну и слизь изо рта пострадавшего, уложить его и тепло укрыть, а на живот для ослабления боли положить холод.

24.                Если у пострадавшего появились признаки удушья, необходимо делать ему искусственное дыхание по способу « изо рта в рот», так как слизистая оболочка рта обожжена.

25.                Нельзя промывать желудок водой, вызывая рвоту, либо нейтрализовать попавшую в пищевод кислоту или щелочь, уменьшить ее прижигающее действие. Хороший эффект оказывает прием внутрь молока, яичного белка, растительного масла, растворенного крахмала.

26.                 При значительных ожогах кожи, а также при попадании кислот или щелочей  в глаза пострадавшего после оказания первой помощи следует сразу же отправить пострадавшего в лечебное учреждение.

4.                   В чем опасность работы в колодце. Меры предосторожности.

См. билет 10 вп.4.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

БИЛЕТ 15.

1. Что называется призабойной зоной скважины.

См. БИЛЕТ 3 Вп.3.

2.                   Оборудование скважин, эксплуатирующихся ШГН.

Штанговая насосная установка – комплекс оборудования для механизированной добычи жидкости через скважины с помощью штангового насоса, приводимого в действие СТАНКОМ-КАЧАЛКОЙ. Штанговый  насос опускается в скважину ниже уровня жидкости и состоит из:

·   цилиндра,

·   плунжера, соединенного со штангой,

·   клапанов всасывающих и нагнетательных;

·   цилиндр невставного штангового насоса опускается на колонне насосно-компрессорных труб, а плунжер – на колонне штанг внутри насосно-компрессорных труб;

·                     цилиндр вставного штангового насоса опускается вместе с плунжером на штангах вместе с плунжером на штангах и закрепляется на замковой опоре, установленной на конце насосных компрессорных труб или на пакере;

·                     штанговый насос большого диаметра опускается целиком на колонне насосно-компрессорных труб и соединяется с колонной штанг через сцепное устройство.

Существуют также:

·                     штанговые насосы с подвижным цилиндром и неподвижным плунжером,

·                     с двумя ступенями сжатия (для откачки сильно газированных нефтей), с двумя цилиндрами и плунжерами (для одновременной откачки из двух горизонтов),

·                      с камерой разрешения (для высоковязких нефтей) и др.

Штанги (металлические стержни с резьбовыми головками) соединяются в колонну с помощью муфт. Длина штанги 8-10 м, диаметр 12,7-28,6 мм. Используются также полые неметаллические (стеклопластик) штанги или непрерывные колонны штанг, наматываемые при подъеме на барабан. Длина колонны до 2500 м. При длине свыше 1000 м колонна штанг делается ступенчатой, с увеличивающимся кверху диаметром для увеличения массы и достижения равнопрочности. Станок-качалка преобразует вращение вала двигателя в возвратно-поступательное движение, передаваемое колонне штанг через гибкую (канатную, цепную) подвеску и полированный шток.

·                     Механические редукторно-кривошипные,

·                     Балансирные (одно – и двухплечевые) и

·                     Безбалансирные, а также

·                     Башенные и

·                     Гидравлические станки – качалки.

Максимальная длина хода толчки подвеса штанг 1-6 м (башенные до 12 м), максимальная нагрузка 1-20 тс, частота ходов в минуту от 5 до 15. Используют электрические, реже газовые  двигатели (на нефтяном газе от скважины) мощность до 100 кВт. Станция управления ШГН обеспечивает пуск, установку, защиту от перегрузок, а также периодическую работу.

Дополнительное оборудование ШГН:

·         Якорь для предотвращений нижнего конца насосно-компрессорных труб;

·                     Хвостовик – колонна насосно-компрессорных труб малого диаметра (20-40 ниже насоса для выноса воды);

·                     Газовые и песочные якори для защиты насоса от попадания свободного газа и абразивных механических примесей;

·                     Штанговые протекторы (полимерные или с катками) для уменьшения износа труб и штанговых муфт в наклонных скважинах;

·                     Скребки на штангах для удаления парафиновых отложений с насосно-компрессорных труб:

·                     Динамограф, показывающий зависимость нагрузки от перемещения точки подвеса штанг, для технической диагностики узлов ШГН.

Продукция скважин (нефть, вода) подается на поверхность по насосно-компрессорным трубам, обсадной колонне, либо по полым штангам. Производительность при постоянной откачке до 300 м3/сут.

3.                   Какие виды работ относятся к  текущему ремонту скважин.

При  эксплуатации скважин могут возникнуть те или иные неполадки, как с самими скважинами так и с подземными оборудованием. Комплекс работ, связанных предупреждением и устранением неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины, называется подземным ремонтом. В большинстве случаев подземный ремонт скважин имеет характер планово- предупредительного и выполняется по специальному графику. Подземный ремонт скважин в зависимости от вида и сложности работ условно подразделяют на : текущий и капитальный ремонты. К текущему подземному ремонту относятся смена насоса, ликвидация обрыва или отвинчивания насосных штанг, смена НКТ или штанг, изменение погружения подъемных труб, очистка или смена песочного якоря, очистка скважин и т.п. Эти работы выполняют специализированные бригады по подземному ремонту скважин. Бригады работают повахтенно. В состав вахты обычно входят 3 человека: 2- оператор с помощником – работает у устья скважин; третий – тракторист (шофер) работает на лебедке подъемного механизма.

 

 

4.                   Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

См. БИЛЕТ 1.ВП.5.

5.Что такое ПДК вредного вещества в воздухе?

См. БИЛЕТ 3.ВП.4.

                          

 

 

 

 

 

 

 

 

 

  Билет 16.

1.                   Сущность упруговодонапорного режима разработки нефтяного месторождения.

Пластовые жидкости и сами породы сжимаемы, обладают запасом упругой энергии. При понижении давления на  забое скважины жидкость, находящаяся в непосредственной близости от нее, будет расширяться, объем пор, будет сжиматься, часть жидкости начнет вытесняться в скважины. Чем больше площадь, на которую распространяется понижение давления, тем большее массы  жидкости вовлекается в упругое перемещение по направлению к скважинам. Основным признаком упруговодонапорного режима является значительное падение пластового давления в начале. В дальнейшем при постоянном отборе жидкости темп  падение давления замедляется, т.к. зона понижения давления охватывает все большие площади пласта. Дебит скважин сначала резко падает, затем постепенно стабилизируется.

2.Что такое сепарация?

См. БИЛЕТ 1. ВП.2.

3.Какие способы добычи нефти применяются на Вашем предприятии?

4.Газоопасные работы. Основные правила безопасного ведения работ.

См. БИЛЕТ 10. ВП. 4.

5.Оказание первой помощи при обморожении.

1.Повреждение тканей в результате воздействия низкой температуры называется обморожением. Причины обморожения различны. При соответствующих условиях (длительное воздействие холода, ветер, повышенная влажность, тесная или мокрая обувь, неподвижное положение, плохое общее состояние пострадавшего – болезнь, истощение, алкогольное опьянение,  кровопотери и т.д.) обморожение может наступить даже при температуре 3-7 град. Более подвержены обморожению: пальцы, кисти, стопы, уши, нос.

2.Первая помощь заключается в немедленном согревании пострадавшего, особенно надо как можно быстрее перевести в теплое помещение. Прежде всего, необходимо согреть обмороженную часть тела, восстановить в ней кровообращение. Наиболее эффективно и безопасно это достигается, если обмороженную конечность поместить в тепловатую ванну с температурой 20 градус. За 20-30 мин. Температуру воды постепенно увеличивают до 40 град; при этом конечность тщательно отмывают мылом от загрязнений.

3.После ванны (согревания) поврежденные участки надо высушить (потереть), закрыть стерильной повязкой и тепло укрыть. Нельзя смазывать их жиром и мазями, так как это значительно затрудняет последующую первичную обработку. Обмороженные участки тела нельзя растирать снегом, так как при этом усиливается охлаждение, а льдинки ранят кожу, что способствует инфицированию (заражению) зоны обморожения; нельзя растирать обмороженные места также варежкой, сукном, носовым платком. Можно производить массаж чистыми руками, начиная от периферии к туловищу.

4.При обморожении ограниченных участков тела (нос, уши) их можно согреть с помощью тепла рук оказывающего  первую помощь.

5.Большое значение при  оказании первой помощи имеют мероприятия по согреванию пострадавшего. Ему дают горячий кофе, чай, молоко.

6.Быстрейшая доставка пострадавшего в медицинское учреждение является также первой помощью. Если первая помощь не была оказана до прибытия санитарного транспорта, то ее следует оказать в машине во время транспортировки пострадавшего. При транспортировке следует принять  все меры к предотвращению его повторного обморожения.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

БИЛЕТ 17.

1.Сущность газонапорного режима разработки нефтяного месторождения.

При газонапорном режиме, или режиме газовой шапки, нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющего газа, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта. Процесс аналогичен процессу вытеснения нефти водой с той разницей, что вода вытесняет нефть в повышенные части залежи, а газ, наоборот, в пониженные. Данный процесс сопровождается обычно гравитационным эффектом: нефть стекает под действием силы тяжести в наиболее пониженные зоны залежи, а выделяющийся из нефти растворенный газ мигрирует в повышенные зоны и пополняет газовую шапку, это замедляет процесс падения пластового давления. Для повышения эффективности разработки нефтяной залежи с газовым режимом в ее повышенную часть следует нагнетать  с поверхности газ.

2.                   Устройство и принцип работы ЦНС.

 СМ. БИЛЕТ 6 ВП.3.

3.                   Что такое эмульгаторы и деэмульгаторы?

Эмульгаторы – вещества, способствующие образованию эмульсий. Такие вещества всегда присутствуют в нефти. К ним относятся асфальтены, смолы, нефтерастворимые органические кислоты и мельчайшие мех.примеси, как ил и глина.

 Деэмульгаторы -  химические реагенты, которые в отличие от природных эмульгаторов способствуют значительному снижению стойкости нефтяных эмульсий и их разрушению.

4. Правила пуска поршневого насоса.

Залить гидравлическую часть насоса жидкостью. Предварительно проверить крепеж, заземление, нет ли посторонних предметов, фланцевые соединения. Открыть задвижку на бойпасной линии, задвижку на приеме и на выходе. Надеть диэлектрические перчатки, включить электродвигатель. Следить за давлением в трубопроводе. Убедившись в исправной работе, постепенно закрыть бойпасную линию. При остановке сначала выключить электродвигатель, затем закрыть задвижки на приеме и на выходе.

 

 

 

 

5. Основные правила безопасного ведения работ на высоте.

К выполнению работ на высоте (лесах, крыше, мачтах, и т.д.) допускаются лица не моложе 18 лет, годные по состоянию здоровья, прошедшие инструктаж и проверку знаний инструкций и безопасных приемов работы на высоте.

При работе на высоте необходимо:

1.                    Предупредить работающих как наверху, так и внизу, обо всех работах, выполняемых над и под ними.

2.                    Не оставлять и не раскладывать незакрепленный инструмент и крепежный материал.

3.                     Пользоваться ящиками или сумками для переноски инструмента.

4.                     Пользоваться веревками для подвязывания инструмента во время работы.

5.                     Спускать вниз или поднимать наверх необходимые по ходу работы предметы при помощи веревки.

6.                    Применять исправные предохранительные приспособления.

7.                    Не бросать что-либо вниз.

8.                    Не обрабатывать режущим инструментом предметы, находящиеся на весу.

9.                    Не складывать инструмент над головой.

10.                 По окончании работ на высоте инструмент, детали, материал необходимо убрать.

11.                 Организовать работы отельных лиц и бригад друг под другом так, чтобы одновременная работа их была исключена, в противном случае должны быть устроены навесы, предохраняющие работающих внизу от могущих упасть предметов.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

БИЛЕТ 18.

1.                   Сущность режима растворенного газа, проявляющегося при разработке нефтяного месторождения.

Газовый режим, или режим растворенного газа, характерен для залежей с пологим падением пластов при отсутствии свободного газа в залежи и слабом поступлении в ее нефтяную часть краевой воды. Высокий темп краевой воды также способствует проявлению газового режима, так как в этом  случае вода не успевает занять освобожденного нефтью объема и не играет роли активной напорной силы, оттесняющей нефть к скважинам. Основной движущей силой при газовом режиме является газ, растворенный в нефти или рассеянный в виде мельчайших пузырьков в пласте вместе с нефтью. При понижении давления на забоях скважин выделившийся из нефти газ расширяется  и, двигаясь с большей скоростью, чем нефть, частично протаскивает ее, и частично увлекает за собой. Запас энергии газа быстро истощается, пластовое давление при этом снижается очень быстро. Газовый фактор по мере эксплуатации залежи на режиме растворенного газа увеличивается некоторое время быстрыми темпами, а затем, достигнув max, снижается вплоть до полного истощения пласта.

2.Сведения о поршневых насосах. Назначение. Принцип действия.

При перекачке вязкой нефти и нефтяных эмульсий рабочие характеристики их не редко ухудшаются. В таких случаях применяют поршневые насосы.

Работа поршневых насосов основана на создании разрежения во всасывающем и напоре в нагнетательном трубопроводе при прямолинейном возвратно-поступательном движении поршня в цилиндре насоса.

Механическая часть состоит из редуктора, шатунов,  крейтикопфов, штока, поршня.  Гидравлическая часть состоит из корпуса, в котором смонтированы цилиндры и поршни, клапанной коробки, в которой смонтированы 2 всасывающих и 2 нагнетательных клапана и приемного и выкидного патрубка, на выкидном патрубке смонтирован компенсатор.  Поршневые насосы имеют кривошипношатунный механизм и приводятся в действие электродвигателем, соединенным с насосом ременной передачей.

 Подача насосов при изменении напора остается постоянной, движение жидкости характеризуется пульсацией. Пуск насоса и остановка.

Залить гидравлическую часть насоса жидкостью. Предварительно проверить крепеж, заземление, нет ли посторонних предметов, фланцевые соединения. Открыть задвижку на бойпасной линии, задвижку на приеме и на выходе. Надеть диэлектрические перчатки, включить электродвигатель. Следить за давлением в трубопроводе. Убедившись в исправной работе, постепенно закрыть бойпасную линию. При остановке сначала выключить электродвигатель, затем закрыть задвижки на приеме и на выходе.

3.Обеспечение бесперебойной работы дожимных насосных станций.

СМ. БИЛЕТ 2.ВП.2.

4.                   Правила разъединения фланцевых соединений.

Фланцевые соединения разъединяют, начиная с нижних шпилек.

5.                   Фильтрующие противогазы. Проверка исправности.

Фильтрующую коробку проверяют на:

1.                                Наличие механических повреждений (вмятин, трещин)

2.                                Срок годности коробки (для КД серого цвета от сероводорода) 5 лет (см. паспорт противогаза)

3.                                Наличие шума при встряхивании.

Шлем – маску растягивают на наличие трещин, порывов, проколов. Надеть противогаз в сборе, закрыть входное отверстие на фильтрующей коробке. Попробовать дышать. Если дышать невозможно, противогаз герметичный.

При появлении при дыхании в загазованной среде в противогазе даже незначительного газа, (запаха) вредного вещества отбраковывается. Срок защитного действия коробки КД –35 минут.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

БИЛЕТ 19.

1.                   Сущность гравитационного режима разработки месторождения.

При полном истощении пластовой энергии единственной силой, заставляющей нефть  двигаться по пласту, служит сила тяжести самой нефти. В этом случае нефть из повышенных зон пласта будет перетекать в  пониженные, и скапливаться там. Режим работы таких пластов называется гравитационным. Данный режим проявляется тогда, когда давление в пласте упало до минимума, напор контурных вод отсутствует, газовая энергия полностью истощена. Если при этом залежь имеет крутые углы падения, то продуктивными будут те скважины, которые вскрыли пласт в его пониженных зонах.

2.                   Регуляторы уровня.

Регуляторы уровня предназначаются для поддержания заданного уровня нефти в сепараторах, емкостях. Принцип работы регуляторов уровня основан на следящем действии поплавка, помещенного внутри емкости или в специальной камере, сообщающейся с емкостью. Подъем или опускание поплавка воздействует непосредственно на запорное устройство или через пневмореле на исполнительный мембранный механизм. В первом случае регуляторы получили название механических, во втором – пневмонических.

Регуляторы уровня межфазные предназначаются для автоматического поддержания заданного уровня раздела фаз нефть-вода в аппаратах. Работа регулятора межфазного уровня также основана на следящем действии поплавка или другого датчика, помещенного в зоне раздела фаз и воздействующего на исполнительный механизм при изменении положения уровня раздела фаз. Для аварийной блокировки аппаратов широко распространены датчики предельного уровня. Они монтируются на аппаратах при помощи фланцевого соединения на высоте, соответствующей предельного уровня подает сигнал на исполнительный механизм для аварийной блокировки аппаратуры.

3.                   Подача деэмульгаторов и хим. реагентов в нефтяную эмульсию. Удельный расход деэмульгатора.

 Удельный расход деэмульгатора –

 это количество хим. реагента, необходимого для обработки 1 т. нефти. Удельный расход реагента определяется путем лабораторных исследований. Выбор оптимальной дозировки также определяется путем лабораторных исследований.  Установка НДУ- 50/150. Для подачи небольших объемов неразбавленного реагента. Состоит из насоса с редуктором, электродвигателя, ёмкости для реагента, трубки высокого давления и форсунки. Плавное регулирование подачи реагента осуществляется поворотом плунжера.  Нормальная длительная работа может быть обеспечена только при правильном уходе, внимательном наблюдении за состоянием и работой установки своевременном устранении неисправностей и принятии профилактических мер для предупреждения поломок. При обслуживании установок необходимо проверить состояние установки (внешний осмотр для выявления течи масла и реагента и др.) состояние крепежей, соединений. Проверять уровень масла, который должен находиться между рисками на стержне маслоуказателя. Во время работы следует обратить внимание на посторонние стуки, ненормальные шумы и вибрации. Блок дозирования реагентов. БР –2,5. Предназначен для приготовления, а также дозирования чистых деэмульгаторов и  ингибиторов коррозии и может устанавливаться на групповых замерных установках или установках по подготовке нефти.

Блок состоит из рамы – саней, теплоизолированной будки, технологической емкости, шестеренного насоса,  плунжерного  дозировочного насоса НД, электрообогревателей, вентилятора, запорно-регулирующей арматуры, системы контроля и управления.

4.Защитные средства от поражения электрическим током.

·                     Исправная и надежная изоляция токоведущих частей;

·                     Ограждение токоведущих частей;

·                     Блокировка при приближении к токоведущим частям;

·                     Предупредительная сигнализация;

·                     Электрозащитные (диэлектрические) средства;

·                     Предупреждающие и запрещающие плакаты.

5.Правила пожарной безопасности при эксплуатации нефтяных и газовых скважин.

1.                   Территория прискваженных площадок должна содержаться в чистоте. Разлитые нефть и нефтепродукты необходимо убирать, а загрязненную площадь – зачищать.

2.                   Каждый производственный объект должен быть укомплектован первичными средствами пожаротушения согласно перечню и нормам.

3.                   Курить разрешается только в специально отведенных местах.

4.                    Сварочные и другие огневые работы на производственных объектах должны проводиться под руководством ответственного лица с оформлением наряда – допуска.

5.                   Сварка сосудов, находящихся под давлением, а также сосудов, содержащих взрывчатые и горючие вещества, запрещается. Сварка других взрывоопасных веществ допускается только после полной их зачистки и взятия анализа воздушной среды.

6.                   Электропривод и электрооборудование, также осветительная аппаратура должны иметь взрывозащищенное исполнение. Для дополнительного освещения следует пользоваться аккумуляторными фонарями во взрывозащитном исполнении.

7.                   Для отвода статического электричества и защиты от воздействий молний оборудование должно иметь заземление.

8.                    Передвиженые агрегаты с двигателями внутреннего сгорания должны иметь искрогасители.

9.                   Конструкция будок должна быть легкой, из огнестойких материалов, пол должен быть из материала, не дающего искр.

10.                 В газоопасных местах применяться инструмент, не дающий искр (из цветного металла).

Причиной пожара может быть:

1.                   Нарушение технологии производства;

2.                   Отступление от требований нормативных документов;

3.                   Неисправность оборудования и некачественный ремонт его;

4.                    Несоответствие оборудования категории производства;

5.                   Нарушение противопожарного режима, производственной и трудовой дисциплины.

 

 

 

 

 

 

 

БИЛЕТ 20.

1.Основная цель воздействия на Призабойную зону.

СМ. БИЛЕТ 3 ВП.3.

2.                   Расходомеры. Снятие показаний.

Приборы для  измерения расхода жидкостей, газов и паров, называется расходомерами. Расход – это количество вещества, протекающего в единицу времени через прибор или измерительное устройство в момент измерения. Приборы, измеряющие количество вещества, протекающего через них в течение произвольно взятого промежутка времени, называется счетчиками. Количество вещества, протекающего через счетчик, определяют по разности двух последовательных показаний. Камерные диафрагмы. Для измерения расхода жидкости, газа или пара применяются дифманометры – расходомеры. Измерение расхода в таких приборах осуществляется косвенным путем, т.е. определением перепада давления на  сужающих устройствах, устанавливаемых в трубопроводе. Наибольшее применение в нефтяной промышленности нашли турбинные счетчики. Принцип работы их тахометрический  путем измерения скорости вращения тела (ротора), находящегося в потоке.

3.                   Последовательная и параллельная работа ЦНС.

СМ. БИЛЕТ 6 .ВП.3

4.                   Когда манометр не допускается к эксплуатации?

Манометр не допускается к применению, когда:

·         Отсутствует пломба или клеймо с отметкой о проведении проверки;

·         Просрочен срок проверки;

·         Стрелка при его отключении не возвращается к нулевому показанию шкалы на величину, превышающую половину допускаемой погрешности для данного прибора;

·         Разбито стекло или имеются повреждения, которые могут отразиться на правильности его показаний.

 

5.                   Первая помощь при переломах.

Переломом называется частичное или полное нарушение целостности кости в результате удара, сжатия, сдавления, перегиба. При  полном переломе обломки костей смещаются относительно друг друга, при неполном – на кости образуется трещина. Переломы бывают закрытыми, если кожа над ними не повреждена, и открытыми с нарушением кожных покровов. Характерными общими признаками переломов костей следует считать сильную боль в момент травмы и после нее, изменение формы и укорочение конечности появления подвижности в месте повреждения. При  оказании первой помощи следует обеспечить покой конечности путем наложения шины, изготовленной из подручного материала, или, при наличии, табельной. Для шины подойдут любые твердые материалы: доски, фанера, палки, ветки и пр. У пострадавших с открытыми переломами и кровотечением сначала следует наложить жгут или закрутку, на рану – стерильную повязку, и уже только тогда можно накладывать шину. Все виды шин накладываются на одежду, но они предварительно должны быть обложены ватой и покрыты мягкой тканью. Доставить в мед. пункт

.