Групповая замерная установка

Оператор по добыче нефти и газа перед началом работы обязан:

— Ознакомиться с записями в вахтовом журнале о работе предыдущих смен и распоряжениями руководителя работ, расписаться в приме смены.

— Проверить и привести в порядок спецодежду и другие средства индивидуальной защиты и предохранительные приспособления; средства пожаротушения и аптечка должны быть исправными, укомплектованы и находиться в специально отведенном месте.

— Проверить наличие и исправность инструментов, их соответствие характеру работы и разместить их в безопасном и удобном месте.

— Перед входом в замерно – переключающие установки включить вентилятор не менее чем за 15 мин. и только после этого входить в помещение. При длительном пребывании внутри помещения и при проведении работ с вынужденным разливом нефти вентилятор должен работать непрерывно.

— При пуске групповой установки в эксплуатацию промывку системы производить путем работы всех скважин сначала по общему трубопроводу, а затем через переключатели ПСМ, причем самая высокодебитная скважина должна работать через сепаратор.

Промывку производить не менее 48 часов (по 24 часа на каждый вид промывки).

— Пред подключением скважины к сепаратору, после капитального ремонта скважин и сварочных работ на выкидных трубопроводах производить промывку по свободному трубопроводу в течение 24 часов.

— Каждый раз перед началом замера необходимо проверить правильность показания манометра на замерном сепараторе. Манометр считается неисправным, если отсутствует пломба или клеймо, истек срок проверки, стрелка манометра при его выключении не возвращается к нулевому показанию шкалы, разбито стекло или имеются другие повреждения, которые могут отразиться на правильности его показаний. На манометре должна быть красная черта, соответствующая разрешенному рабочему давлению на сепараторе. Вместо красной черты может быть прикреплена к корпусу манометра металлическая пластина, окрашенная также в красный цвет и плотно прилегающая к стеклу манометра.

Первая помощь при ожогах

Первая помощь при термических ожогах. Среди термических ожогов особо необходимо выделить ожоги кипятком, так как это самый распространенный вид бытовых ожогов, с ними приходилось сталкиваться практически всем. Оказывая первую помощь при ожогах кипятком, следует: Полностью открыть пораженную поверхность, удалить одежду, не снимая ее, а аккуратно разрезав ткань; Поместить место ожога на 10-15 минут под струю холодной воды, что поможет предотвратить его распространение вглубь тканей; Если есть возможность, следует обработать место ожога противовоспалительными и регенерирующими средствами; При незначительных ожогах можно наносить спиртовой раствор (водку), который, испаряясь, способствует охлаждению тканей; После всех проведенных процедур необходимо наложить сухую стерильную или влажную холодную повязку. Оказывая первую помощь при ожогах кипятком категорически нельзя: Смазывать обожженную поверхность жирными мазями или маслом, создавая термоизоляционный слой, который будет препятствовать отводу тепла; Накладывать давящие тугие повязки; Прикладывать лед; Обрабатывать рану йодом, зеленкой или раствором марганцовки (допускается такая обработка исключительно вокруг пораженной поверхности); Прокалывать пузыри в случаях, если они образовались в результате травмы. Оказывая первую помощь при термических ожогах, полученных от пламени, пара или контакта с раскаленными предметами или жидкостями, необходимо: Быстро изолировать пострадавшего от источника ожога; Аккуратно срезать одежду, прилипшую к телу вокруг раны (из раны не рекомендуется удалять посторонние предметы, грязь, остатки прилипшей одежды); На поверхность ожога наложить стерильную повязку, а поверх повязки, по возможности, холод; Обеспечить пострадавшему обильное питье – минеральную или подогретую подсоленную обычную воду.

Первая помощь при химических ожогах. К наиболее распространенным химическим ожогам относятся травмы, полученные вследствие контакта с: Концентрированными кислотами; Щелочами; Фосфором; Негашеной известью. Для оказания первой помощи при химических ожогах необходимо снять с потерпевшего одежду и с помощью сухой ткани удалить с поверхности кожи остатки химического вещества. Определив вид химического вещества, ставшего причиной ожога, следует действовать следующим образом: Ожоги, нанесенные кислотами (кроме серной) в течение 10-20 минут следует промывать под струей воды, а затем обработать раствором щелочи (растворить 1 чайную ложку соды в стакане воды или сделать обычный мыльный раствор). Серная кислота, взаимодействуя с водой, выделяет тепло, поэтому ожог серной кислотой промывать водой не рекомендуется, а сразу следует обработать поврежденную поверхность слабыми щелочными растворами; Вызванные щелочами ожоги промывают 10-20 минут под струей воды, затем обрабатывают раствором 3-4% уксуса, слабым раствором борной или лимонной кислоты; При ожоге фосфором участок тела следует опустить в воду (на воздухе фосфор вспыхивает). Под водой кусочки фосфора удаляются, после чего рану необходимо обработать 5% раствором медного купороса и наложить сухую повязку; Обработку ожогов негашеной известью необходимо производить растительным или животным маслом, при этом категорически не рекомендуется смывать негашеную известь водой.

Первая помощь при электрических ожогах. Особенность электрического ожога состоит в том, что он может практически не проявляться на коже, однако при этом существенно нарушает работу многих систем и органов человека. Обнаружив человека, получившего электрический ожог, первую помощь необходимо оказывать в следующей последовательности: Изолировать пострадавшего от действия источника тока, не забывая о собственной безопасности; Положить пострадавшего так, чтобы туловище было выше головы, приподняв ему ноги; Если пульс и дыхание отсутствуют, необходимо сделать закрытый массаж сердца и искусственное дыхание; Поверхностные раны обрабатываются, как и при термических ожогах, после чего накрываются мокрой марлевой повязкой. Первая помощь при ожогах глаз. Первую помощь при ожогах глаз нужно проводить так: Промыть глаза большим количеством воды или другой нейтральной жидкости; Устранить повреждающий фактор (химическое вещество, температуру или излучение); Удалить из конъюнктивальной полости глаз инородные вещества; Наложить стерильную повязку. После того, как первая помощь при ожогах любого происхождения и сложности пострадавшему оказана, ему необходима профессиональная медицинская помощь.

БИЛЕТ 2

Назначение

Измерения в непрерывном или периодическом режимах расхода и количества компонентов, полученных в результате сепарации продукции нефтяных скважин (поочередно, каждой из подключенных к АГЗУ), а также индикация, архивирование и передача результатов измерений и аварийных сигналов на верхний уровень системы автоматизации (диспетчерский пункт нефтяного промысла).

Автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) типа «Спутник» предназначены для автоматического измерения дебита жидкости добывающих скважин, осуществления контроля за работой скважин по наличию подачи жидкости и блокировки скважин при аварийном состоянии технологического процесса или по команде с диспетчерского пункта.

В системе сбора нефти и газа, АГЗУ устанавливается непосредственно на месторождении. К АГЗУ по выкидным линиям поступает продукция с нескольких добывающих скважин. К одной установке, в зависимости от её конструкции, может подключаться до 14 скважин. При этом поочередно осуществляется замер дебита жидкости по каждой скважине. На выходе из АГЗУ продукция всех скважин поступает в один трубопровод — «сборный коллектор» и транспортируется на дожимную насосную станцию (ДНС) или непосредственно на объекты подготовки нефти и газа.

Установки изготавливаются следующих базовых модификаций:

· Спутник AM 40-8-400

· Спутник AM 40-10-400

· Спутник AM 40-14-400

· Спутник Б 40-14-400

40 — максимальное рабочее давление, в кгс/см2 .

8 — количество подключаемых скважин.

400 -максимальный измеряемый дебит скважины по жидкости в м3/сут.

Установки «Спутник Б40-14-400» дополнительно снабжены насосом-дозатором и емкостью для химических реагентов. Установки дополнительно могут при наличии счетчика газа АГАТ-1 измерять количество отсепарированного газа, а при наличии влагомера определять содержание воды в жидкости, добываемой из скважин.

Запуск и вывод на режим скважины, оборудованной УЭЦН

Вывод скважин на режим работы производится в соответствии с технологическим регламентом, действующим в НГДУ.

В процессе вывода на режим постоянно контролируется

уровень жидкости в скважине;

· производительность насоса по ЗУ;

· буферное и затрубное давление;

· рабочий ток и сопротивление изоляции УЭЦН.

Вывод скважин на режим без контроля и немедленной регистрации в паспорте УЭЦН этих параметров является нарушением технологической дисциплины.

Скважина считается вышедшей на режим работы в том случае, если:

-дебит ее соответствует рабочей характеристике насоса;

— динамический уровень установился на постоянной отметке или начал подниматься.

Работа УЭЦН в периодическом режиме не считается режимной работой.

Монтаж наземного оборудования УЭЦН на площадке производит специальное сервисное предприятие по ремонту УЭЦН. Наземную кабельную линию от устья скважины до СУ УЭЦН прокладывает НГДУ.

Подключение наземной кабельной линии к СУ УЭЦН и клемной коробке (сростку) производит специальное сервисное предприятие по ремонту УЭЦН.

Присоединение концов кабеля к питающей сети должно производиться в соответствии с действующей системой фазировки УЭЦН.

Подготовка скважины к выводу на режим

Записать в карту вывода параметры УЭЦН:

· Тип УЭЦН, напор, тип ПЭД, габарит ПЭД,

· номинальный ток,

· ток холостого хода,

· номинальное напряжение,

· глубину спуска насосной установки (положение приема),

· диаметр НКТ, диаметр эксплуатационной колонны.

Произвести опрессовку НКТ на давление 40 кг/см². Опрессовка лифта производится агрегатом ЦА-320 в трубное пространство или насосной установкой при закрытой трубной задвижке. Если в течение 10 минут давление опрессовки не изменилось, следует считать колонну HKT герметичной.

Вывод скважины на режим

Замерить статический уровень.

Электромонтер 000 «ЭПУ-Сервис», согласно требований по номинальному напряжению и току устанавливает защиты, выбирает соответствующую отпайку на ТМПН и производит запуск УЭЦН в присутствии оператора по добыче скважин.

Засечь время запуска. Дождаться, контролируя время, появление подачи на устье. Если подача появилась позже максимального расчетного времени (таблица 3.1) можно предположить:

· неверное вращение ПЭД,

· негерметичность НКТ,

· неисправность насоса.

Максимальное время появления подачи рассчитывается из условия, что уровень жидкости в НКТ может снизиться до статического уровня в скважине. Время работы насоса для заполнения трубного пространства НКТ определяется делением объема трубного пространства НКТ до статического уровня скважины на производительность насоса:

После запуска установки производить замер динамического уровня и дебита УЭЦН через каждые 15 минут.

Не допускать снижение динамического уровня менее 400-500 метров до приема насоса!

Косвенным показателем нормальной работы УЭЦН служит скорость падения динамического уровня в скважине (при условии, что пласт не работает, газа нет).

После запуска установки через один час работы УЭЦН электромонтер 000 «ЭПУ-Сервис» отключает установку для охлаждения электродвигателя на время, указанное в регламенте на проведение работ.

· Произвести замер КВУ (кривая восстановления давления). Замер восстановления уровня производить через каждые 15 минут.

· Определить по результату KBУ приток из пласта. Приток из пласта будет равен объему межтрубного пространства между замеренным динамическим уровнем и восстановившимся уровнем за определенный период времени.

Если уровень остается на прежнем месте, то приток из пласта отсутствует и, следовательно, отсутствует охлаждение электродвигателя насоса. Через каждый час работы следует останавливать установку для охлаждения.

После охлаждения ПЭД производит запуск УЭЦН в работу. Через 1-2 часа работы УЭЦН устанавливают защиты с учетом показаний приборов. Заносятся данные в эксплуатационный паспорт и паспорт СУ после чего пломбируют СУ и передается эксплуатационный паспорт УЭЦН оператору по добыче скважин.

· Производить замер динамического уровня и дебита УЭЦН через каждые 15 минут

· По скорости падения динамического уровня определить согласно приложению №2 отбор жидкости из затрубного пространства.

· По разнице между замеренным дебитом отбором жидкости из затрубного пространства определить приток из пласта

· Если приток из пласта меньше допустимого не более, чем через час работы установку ЭЦН остановить на охлаждение электродвигателя (минимум 1.5 часа).

Если приток из пласта больше допустимого, время работы установки без остановки на охлаждение электродвигателя не ограничивается, при этом снижение динамического уровня менее 400-500 метров до приема не допускается. При снижении динамического уровня ниже 400-600 метров до приема насоса УЭЦН необходимо остановить на накопление.

· Откачку жидкости из скважины с контролем восстановления уровня производить до стабилизации подачи и динамического уровня при достаточной скорости охлаждения двигателя.

· В процессе вывода регулярно контролировать показания дебита, динамического уровня, токовой нагрузки, напряжения питания, сопротивления изоляции, буферного и затрубного давлений.

· Если приток скважины не обеспечивает минимального дебита, то освоение ведется периодическим включением насоса. Время работы и простоя определяется из анализа циклов откачки на восстановления уровня технологом ЦДНГ. Установки производительностью 20-60 м3/сут можно поставить на периодическую эксплуатацию.

До начала запуска скважин переводимых на УЭЦН, вводимых из бездействия, после КРС, после ГРП, программы ИДН, или, входящих в списки часторемонтируемых и работающих периодически, технолог ЦДНГ составляет программу вывода на режим, которую контролирует ежедневно.

В случае если скважина более 3 суток не выходит на нормальный режим работы ЦДНГ собирает комиссию для окончательного принятия решения по данной скважине, в том числе и для определения возможности спуска в данную скважину другой установки.

Это устройства, инструменты и материалы, предназначенные для локализации и (или) ликвидации загорания на начальной стадии (огнетушители, внутренний пожарный кран, вода, песок, кошма, асбестовое полотно, ведро, лопата и др.).

Нужно помнить, что первичные средства применяются для борьбы с загоранием, но не с пожаром.

Вода — наиболее распространенное средство для тушения огня. Огнетушащие свойства ее заключаются главным образом в способности охладить горящий предмет, снизить температуру пламени. Вода электропроводна, поэтому ее нельзя использовать для тушения сетей и установок, находящихся под напряжением. При попадании воды на электрические провода может возникнуть короткое замыкание. Обнаружив загорание электрической сети, необходимо в первую очередь обесточить электропроводку в квартире, а затем выключить общий рубильник (автомат) на щите ввода. После этого приступают к ликвидации очагов горения, используя огнетушитель, воду, песок. Запрещается тушить водой горящий бензин, керосин, масла и другие легковоспламеняющиеся и горючие жидкости в условиях жилого дома, гаража или сарая. Эти жидкости, будучи легче воды, всплывают на ее поверхность и продолжают гореть, увеличивая площадь горения при растекании воды. Поэтому для их тушения, кроме огнетушителей, следует применять песок, землю, соду, а также использовать плотные ткани, шерстяные одеяла, пальто, смоченные водой.

Песок и земля с успехом применяются для тушения небольших очагов горения, в том числе проливов горючих жидкостей (керосин, бензин, масла, смолы и др.). Ящик для песка должен иметь вместимость 0,5; 1,0 или 3 m3 и комплектоваться совковой лопатой (ГОСТ 3620-76).

Пожарный щит. На щитах размещают огнетушители, ломы, багры, топоры, ведра. Рядом со щитом устанавливается ящик с песком и лопатами, а также бочка с водой 200—250 л.
Кошма предназначена для изоляции очага горения от доступа воздуха. Этот метод очень эффективен, но применяется лишь при небольшом очаге горения. Нельзя использовать для тушения загорания синтетические ткани, которые легко плавятся и разлагаются под воздействием огня, выделяя токсичные газы.

Внутренний пожарный кран предназначен для тушения загораний веществ и материалов, кроме электроустановок под напряжением. Размещается в специальном шкафчике, оборудуется стволом и рукавом, соединенным с краном. При возникновении загорания нужно сорвать пломбу, или достать ключ из места хранения на дверце шкафчика, открыть дверцу, раскатать пожарный рукав, после чего произвести соединение ствола, рукава и крана, если это не сделано. Затем максимальным поворотом вентиля крана пустить воду в рукав и приступить к тушению загорания. При введении в действие пожарного крана рекомендуется действовать вдвоем. В то время как один человек производит пуск воды, второй подводит пожарный рукав со стволом к месту горения. Категорически запрещается использование внутренних пожарных кранов, а также рукавов и стволов для работ, не связанных с тушением загораний и проведением тренировочных занятий.

Огнетушители углекислотные (ОУ). Используются для тушения горючих материалов, загораний на электрифицированном железнодорожном и городском транспорте, электроустановок под напряжением не более 10 000 В. Огнетушащим средством ОУ является снегообразная масса из диоксида углерода при температуре минус 80ºС. При тушении снегообразная масса снижает температуру горящих веществ и уменьшает содержание кислорода в зоне горения.

Для приведения в действие огнетушителя ОУ необходимо, сорвать пломбу, выдернуть чеку, направить раструб на пламя, нажать на рычаг.

При тушении пожара ОУ нужно соблюдать следующие правила: нельзя держать огнетушитель в горизонтальном положении и переворачивать головкой вниз, нельзя прикасаться оголенными частями тела к раструбу, т. к. температура на его поверхности снижается до минус 60-70ºС. При тушении электроустановок, находящихся под напряжением, запрещается подводить раструб к ним и пламени ближе, чем на 1 метр.

Углекислотные огнетушители подразделяются на ручные (ОУ-2, ОУ-3,ОУ-5, ОУ-6, ОУ-8), передвижные (ОУ-24, ОУ-80, ОУ-400) и стационарные (ОСУ-5, ОСУ-511).

5. Первая помощь при солнечном ударе

— Перевести или перенести пострадавшего в тень или прохладное помещение с достаточным кислородом и нормальным уровнем влажности (пространство должно быть в ближайшем радиусе открытым, без массового нахождения людей);

— Обязательно положить пострадавшего;

— Ноги следует приподнять, подложив под зону щиколоток любые вещи (например, сумку);

— Освободить от верхней одежды (особенно, сдавливающей шею и грудь, освободить от брючного ремня; если одежда синтетическая или из плотной ткани её лучше снять совсем);

— Напоить пострадавшего большим количеством прохладной воды (лучше минеральной) с добавлением сахара и на кончике чайной ложки соли, или хотя бы простой прохладной водой;

— Смочить лицо холодной водой;

— Намочить любую ткань холодной водой и похлопать по груди (можно всё тело обливать водой около 20°С или принять ванную с прохладной водой (18 — 20°С));

— Приложить холодный компресс (или бутылку с холодной водой, кусочки льда) к голове (на лоб и под затылок);

— Обмахивать пострадавшего частыми движениями;

— Освободить дыхательные пути от рвотных масс;

— Тело обернуть мокрой простыней или опрыскивать холодной водой.

— Дать понюхать пары нашатырного спирта (с ватки) или раствора аммиака 10% (при замутнении сознания);

— Сделать искусственное дыхание и массаж сердца (до появления дыхательных движений, сердечной деятельности (ориентироваться по пульсу)).

— Пахта (обезжиренные сливки) – еще одно эффективное средство первой помощи при солнечном ударе. Лучше пить по крайней мере по 2-3 стакана пахты ежедневно, пока полностью не пройдут симптомы солнечного удара.

БИЛЕТ 3

Требования, предъявляемые к монометрам

Класс точности манометров должен быть не ниже:

2,5 — при рабочем давлении до 2,5 МПа (25 кгс/см2);

1,5 — при рабочем давлении более 2,5 МПа (25 кгс/см2) до 14 МПа (140 кгс/см2);

1,0 — при рабочем давлении более 14 МПа (140 кгс/см2).

Шкала манометров выбирается из условия, чтобы при рабочем давлении стрелка манометра находилась в средней трети шкалы.На шкале манометра должна быть нанесена красная черта, указывающая допустимое давление.

Взамен красной черты допускается прикреплять к корпусу манометра металлическую пластинку, окрашенную в красный цвет и плотно прилегающую к стеклу манометра.

Манометр должен быть установлен так, чтобы его показания были отчетливо видны обслуживающему персоналу, при этом шкала его должна быть расположена вертикально или с наклоном вперед до 30° для улучшения видимости показаний.

Номинальный диаметр манометров, устанавливаемых на высоте до 2 м от уровня площадки наблюдения за манометрами, должен быть не менее 100 мм, на высоте от 2 до 3 м — не менее 150 мм и на высоте от 3 до 5 м — не менее 250 мм. При расположении манометра на высоте более 5 м должен быть установлен сниженный манометр в качестве дублирующего.

Перед каждым манометром должен быть трехходовой кран или другое аналогичное устройство для продувки, проверки и отключения манометра. Перед манометром, предназначенным для измерения давления пара, должна быть сифонная трубка диаметром не менее 10 мм.

Между манометром и сосудом должен быть установлен трехходовой кран или заменяющее его устройство, позволяющее проводить периодическую проверку манометра с помощью контрольного. В необходимых случаях манометр в зависимости от условий работы и свойств среды, находящейся в сосуде, должен снабжаться или сифонной трубкой, или масляным буфером, или другими устройствами, предохраняющими его от непосредственного воздействия среды и температуры и обеспечивающими его надежную работу.

Поверка манометров с их опломбированием или клеймением должна производиться не реже одного раза в 12 месяцев. Кроме того, не реже одного раза в 6 месяцев владельцем сосуда должна производиться дополнительная проверка рабочих манометров контрольным манометром с записью результатов в журнал контрольных проверок. При отсутствии контрольного манометра допускается дополнительную проверку производить проверенным

рабочим манометром, имеющим с проверяемым манометром одинаковую шкалу и класс точности.

Порядок и сроки проверки исправности манометров обслуживающим персоналом в процессе эксплуатации сосудов должны определяться инструкцией по режиму работы и безопасному обслуживанию сосудов, утвержденной руководством организации — владельца сосуда, но не менее одного раза в сутки.

Требования безопасности при закачке ингибиторов солеотложения

— не должны оказывать отрицательного воздействия на технологические процессы добычи, сбора, транспорта и подготовки нефти;

— не должны оказывать отрицательного влияния на технологический процесс переработки нефти и не снижать качество продуктов переработки;

— не должны повышать коррозионную активность среды, в которой они растворены;

не должны способствовать повышению стойкости водонефтяной эмульсии;

— должны быть безопасными для обслуживания и безвредными для окружающей среды;

— содержание ингибиторов в различных по составу растворах должно надежно определяться в промысловых условиях;

— должны обладать способностью предотвращать отложение неорганических солей при малых концентрациях реагента;

— должны быть совместимые с пластовыми, попутно-добываемыми и нагнетаемыми водами различного состава и хорошо растворяться в них;

— должны быть стабильными при хранении и транспортировке.

Различают способы подачи ингибитора:

— непрерывная дозировка в систему с помощью дозировочных насосов или специальных устройств;

— периодическая закачка раствора ингибитора в скважину с последующей задавкой его в ПЗП;

— периодическая подача раствора ингибитора в затрубное пространство скважины насосными агрегатами.

На сегодняшний день наиболее эффективным является метод предупреждения отложения солей путем добавки в попутно-добываемую воду ингибиторов солеотложения.

3.1. При выполнении работ по отбору проб следует соблюдать правила техники безопасности и пожарной безопасности при обращении с нефтью и нефтепродуктами.

3.2. Содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны не должно превышать предельно допустимых концентраций (ПДК), установленных в ГОСТ 12.1.005.

Состояние воздуха рабочей зоны контролируют в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.005.

3.3. Переносные пробоотборники должны быть изготовлены из материала, не образующего искр при ударе (алюминия, бронзы, латуни и др.).

3.4. Пробу нефти или нефтепродукта пробоотборщик отбирает в присутствии наблюдающего (дублера).

3.5. При отборе проб пробоотборщик должен стоять спиной к ветру в целях предотвращения вдыхания паров нефти или нефтепродукта.

3.6. Отбор проб в колодцах, приямках и других углублениях пробоотборщик должен выполнять в шланговом самовсасывающем противогазе ИШ-13 по ГОСТ 12.4.034.

3.7. Отбор проб нефти или нефтепродукта в газоопасных местах, а также серо-водородосодержащих нефтей и нефтепродуктов пробоотборщик должен выполнять в фильтрующем противогазе ФУ-13 марок А, В, Г, КД и других по ГОСТ 12.4.034.

3.8. В местах отбора проб должны быть установлены светильники во взрывозащищенном исполнении. При отборе проб в неосвещенных местах следует пользоваться переносными светильниками во взрывозащищенном исполнении. Переносные светильники включают и выключают за земляным валом или ограждением резервуарного парка.

3.9. Отбор проб проводят в специальной одежде и обуви, изготовленных из материалов, не накапливающих статическое электричество, в соответствии с требованиями ГОСТ 12.4.124.

3.10. Для крепления переносного пробоотборника используют гибкие, не дающие искр, металлические тросики. При применении шнуров (веревок и т.д.) из неэлектропроводных материалов на их поверхности должен быть закреплен многожильный, не дающий искр, неизолированный металлический проводник, соединенный с пробоотборником. Перед отбором проб тросик или проводник должен заземляться с элементами резервуара или транспортного средства.

3.11. Пробу нефти или нефтепродукта из резервуара следует отбирать не ранее чем через 2 ч после окончания заполнения.

Из танка морского наливного судна допускается отбирать пробу через 30 мин после окончания налива танка.

Из железнодорожной цистерны допускается отбирать пробу через 10 мин после окончания заполнения.

3.12. Запрещается отбирать пробы нефти или нефтепродукта на открытом воздухе во время грозы.

3.13. Пробы этилированного бензина пробоотборщик должен отбирать в рукавицах из материала с водоупорной пропиткой или маслобензостойкого материала по ГОСТ 12.4.010, в кожаных ботинках и в защитной одежде по ГОСТ 12.4.111 и ГОСТ 12.4.112.

3.14. Пробу расплавленного битума отбирают в рукавицах по ГОСТ 12.4.010 и защитных очках по ГОСТ 12.4.013.

3.15. Пробу твердого неплавкого нефтепродукта отбирают и измельчают в противопылевых респираторах марок РП-К, Ф-62Ш и У-2к и рукавицах по ГОСТ 12.4.010.

Места измельчения пробы должны быть оборудованы местной вентиляцией.

Пробы нефти при отборе следует подразделять на пластовые и поверхностные. Пластовая проба дает представление о свойствах нефти в пластовых условиях и позволяет установить термодинамическую характеристику пласта (ТоС, Р в пласте, давление насыщения нефти газом.). Пробу в этом случае отбирают специальным глубинным пробоотборником. Почти вся добываемая в мире нефть, извлекается посредством буровых скважин. Поверхностная проба нефти несколько отличается от пластовой. На поверхности пробу нефти отбирают из краника отводной трубы скважины.

Под разработкой нефтяного месторождения понимается осуществление процесса перемещения жидкостей и газов в пластах к эксплуатационным скважинам.

Извлечение нефти из скважин производится либо за счет естественного фонтанирования под действием пластовой энергии, либо путем использования одного из нескольких механизированных способов подъема жидкости. Обычно в начальной стадии разработки действует фонтанная добыча, а по мере ослабления фонтанирования скважину переводят на механизированный способ: газлифтный или эрлифтный, глубинонасосный (с помощью штанговых, гидропоршневых и винтовых насосов).

Нефтяным промыслом называется технологический комплекс, состоящий из скважин, трубопроводов, и установок различного назначения, с помощью которых на месторождении осуществляют извлечение нефти из недр Земли. На месторождениях, разрабатываемых с помощью искусственного заводнения, сооружают систему водоснабжения с насосными станциями. Воду берут из естественных водоемов с помощью водозаборных сооружений.

Отбор проб нефти при излиянии ее на поверхность производится после предварительных расчистки, углубления или создания искусственной ловушки.

Для подъема нефти и сопутствующих ей газов и воды на поверхность скважина имеет герметичную систему подъемных труб, механизмов и арматуры, рассчитанную на работу с давлениями, соизмеримыми с пластовыми. Добыче нефти при помощи буровых скважин предшествовали примитивные способы: сбор ее на поверхности водоемов, обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью, посредством колодцев.

В процессе добычи нефти важное место занимает внутрипромысловый транспорт продукции скважин, осуществляемый по трубопроводам. Применяются две системы внутрипромыслового транспорта: напорные и самотечные. При напорных системах достаточно собственного давления на устье скважин. При самотечных движение происходит за счет превышения отметки устья скважины над отметкой группового сборного пункта.

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 (ЦПС), 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 отдельных скважин и транспортировки их по ЦПС.

В зависимости от природно-климатических условий, систем разработки месторождений, физико-химических свойств пласто­вых жидкостей, способов и объемов добычи нефти, газа и воды выбираются различные системы внутри промыслового сбора продукции скважин.

Рис. 6. Принципиальная схема сбора нефти, газа и воды:

1 —скважины, дающие безводную нефть; 2 —скважины, дающие обводненную нефть; 3,4 — выкидные линии; 5 — установка для измерения дебита скважины; 6, 7—нефте-газосборные коллекторы; 8 — ДНС; 9 — ЦПС; 10 — газопровод подачи газа потреби­телям; Я — нефть в магистральный нефтепровод; 12 — трубопровод пластовой воды

Однако несмотря на разнообразие системы сбора имеют общие основные принципы, к которым относятся: возможность измерения продукции каждой скважины; возмож­ность транспортировки продукции скважин под давлением, имеющимся на устье скважин, на максимально возможное рас­стояние, при небольших размерах месторождений — до ЦПС; организация сброса пластовой воды на удаленных от ЦПС месторождениях (при добыче высокообводненных нефтей).

При проектировании системы сбора продукции скважин учи­тывается также возможность смешения нефтей различных гори­зонтов, необходимость подогрева продукции скважин в случае добычи высоковязких и высокопарафинистых нефтей.

В общем виде схема сбора продукции скважин представле­на на рис. 6. Продукция скважин поступает на установку 5 для измерения дебита каждой отдельной скважины, далее на проме­жуточный сборный пункт или дожимную насосную станцию 8, откуда направляется на центральный пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды 9. Затем подготовленная нефть перекачи­вается в товарные резервуары нефтепроводных управлений для дальнейшей транспортировки. Газ после соответствующей под­готовки поступает по газопроводу 10 к потребителям.

Отделившаяся на ЦПС пластовая вода после соответствую­щей подготовки по трубопроводу 12 закачивается в продуктив­ные пласты или поглощающие горизонты.

Трубопроводы 3 или 4, прокладываемые на месторождении от скважин до установок, измеряющих продукцию скважин, обычно называются выкидными линиями, а трубопрово­ды 6 и 7 от установок для измерения продукции скважин до меняются и двухтрубные, когда на установке измерения или на ДНС от нефти отделяется газ и по отдельному трубо­проводу подается на ЦПС.

На некоторых месторождениях осуществляется раздельный сбор продукции безводных и обводненных скважин. В этом случае продукция безводных скважин, не смешиваясь с продук­цией обводненных скважин, поступает на ЦПС. Так же раз­дельно собирают продукцию скважин, если нежелательно сме­шение нефтей разных горизонтов, например, не содержащих и содержащих сероводород. Продукция обводненных скважин или продукция, которую нежелательно смешивать, по отдель­ным выкидным линиям 4 и нефтегазосборным коллекторам 7 транспортируется до ЦПС.

Ко всем существующим системам сбора нефти и газа предъ­является также одно из важнейших требований — предупреж­дение потерь легких фракций нефти. Для выполнения этого ус­ловия необходима полная герметизация системы от скважины до ЦПС. Наиболее полно это условие соблюдается в напорных однотрубных системах сбора, когда продукция скважин транс­портируется до ЦПС за счет давления на устье. За последние годы однотрубные напорные герметизированные системы сбора нефти, газа и воды получили наибольшее распространение. Од­нако на больших по площади месторождениях не всегда воз­можно доставить продукцию скважин на ЦПС без применения промежуточных насосных станций. В этом случае на удаленных площадях строят дожимные насосные станции и система сбора состоит как бы из двух частей: напорной герметизированной однотрубной (до ДНС) и напорной герметизированной двух­трубной (с раздельным транспортом нефти и газа от ДНС до ЦПС).

В последние годы наметилась тенденция к укрупнению пунк­тов подготовки нефти: продукция с нескольких нефтяных место­рождений (или залежей) поступает на подготовку в один цент­ральный пункт, построенный на одном из месторождений (обыч­но на самом крупном). При этом на остальных месторождениях строят лишь дожимные насосные станции, обеспечивающие по­дачу продукции скважин до ЦПС.

Системы сбора нефти, газа и воды непрерывно совершен­ствуются.

Эти усовершенствования в основном направлены на сниже­ние капиталовложений, эксплуатационных затрат, а также на предотвращение потерь нефти и газа.

Такое устройство скважины основано на использовании двух и более обсадных труб по причине неустойчивых (или наоборот, слишком плотных) грунтов перед слоями известняка. Конструкция называется телескопической, потому что сначала в скважину опускается металлическая обсадная труба самого большого диаметра до слоя валунов, затем в нее проходит вторая металлическая труба и опускается до первого слоя известняка. Далее при необходимости (если в известняке присутствуют прослойки глины) сквозь вторую трубу опускается пластиковая труба и доходит до водоносного известняка.

В случае с артезианской скважиной используют специальные глубинные погружные насосы большой мощности. Также для скважины лучше сделать кессон на 1 м ниже уровня промерзания грунта, чтобы разместить там гидроаккумулятор, реле давления, обратный клапан и разку труб для соединения с наружным трубопроводом.

Требования к эксплуатации сосудов, работающих под давлением

Требования безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением, определены Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением, утвержденными Гостехнадзором РФ от 11.06.03 № 91 (далее — Правила). Правила распространяются на:
— сосуды, работающие под давлением воды с температурой выше 115 град. С или других нетоксичных, не взрывопожароопасных жидкостей при температуре, превышающей температуру кипения при давлении 0,07 МПа (0,7 кгс/см2);
— сосуды, работающие под давлением пара, газа или токсичных взрывопожароопасных жидкостей свыше 0,07 МПа (0,7 кгс/см2);
— баллоны, предназначенные для транспортировки и хранения сжатых, сжиженных и растворенных газов под давлением свыше 0,07 МПа (0,7 кгс/см2);
— цистерны и бочки для транспортировки и хранения сжатых и сжиженных газов, давление паров которых при температуре до 50 град. С превышает давление 0,07 МПа (0,7 кгс/см2);
— цистерны и сосуды для транспортировки или хранения сжатых, сжиженных газов, жидкостей и сыпучих тел, в которых давление выше 0,07 МПа (0,7 кгс/см2) создается периодически для их опорожнения;
— барокамеры.
Сосуды, на которые распространяются Правила, до пуска их в работу должны быть зарегистрированы в органах Ростехнадзора России. Регистрация сосуда производится на основании письменного заявления владельца сосуда. Для регистрации должны быть представлены: — паспорт сосуда установленной формы;
— удостоверение о качестве монтажа;
— схема включения сосуда с указанием источника давления, параметров, его рабочей среды, арматуры, контрольно-измерительных приборов, средств автоматического управления, предохранительных и блокирующих устройств. Схема должна быть утверждена руководством организации;
— паспорт предохранительного клапана с расчетом его пропускной способности.
Орган Ростехнадзора России обязан в течение 5 дней рассмотреть представленную документацию. При соответствии документации на сосуд требованиям Правил орган Ростехнадзора России в паспорте сосуда ставит штамп о регистрации, пломбирует документы и возвращает их владельцу сосуда. Отказ от регистрации сообщается владельцу сосуда в письменном виде с указанием причин отказа и со ссылкой на соответствующие пункты Правил.
Сосуды, на которые распространяется действие Правил, должны подвергаться техническому освидетельствованию после монтажа, до пуска в работу, периодически в процессе эксплуатации и в необходимых случаях — внеочередному освидетельствованию.
Техническое освидетельствование сосудов, не регистрируемых в органах Ростехнадзора России, проводится лицом, ответственным за осуществление производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности при эксплуатации сосудов, работающих под давлением.
Первичное, периодическое и внеочередное техническое освидетельствование сосудов, регистрируемых в органах Ростехнадзора России, проводится специалистом организации, имеющей лицензию Ростехнадзора России на проведение экспертизы промышленной безопасности технических устройств (сосудов).

Внеочередное освидетельствование сосудов, находящихся в эксплуатации, должно быть проведено в следующих случаях:
— если сосуд не эксплуатировался более 12 месяцев;
— если сосуд был демонтирован и установлен на новом месте;
— если произведено выправление выпучин или вмятин, а также реконструкция или ремонт сосуда с применением сварки или пайки элементов, работающих под давлением;
— перед наложением защитного покрытия на стенки сосуда;
— после аварии сосуда или элементов, работающих под давлением, если по объему восстановительных работ требуется такое освидетельствование;
— по требованию инспектора Ростехнадзора России или ответственного по надзору за осуществлением производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности при эксплуатации сосудов, работающих под давлением.
Разрешение на ввод в эксплуатацию сосуда, подлежащего регистрации в органах Ростехнадзора России, выдается инспектором после его регистрации на основании технического освидетельствования и проверки организации обслуживания и надзора, при которой контролируется: — наличие и исправность в соответствии с требованиями настоящих Правил арматуры, контрольно-измерительных приборов и приборов безопасности;
— соответствие установки сосуда правилам безопасности;
— правильность включения сосуда;
— наличие аттестованного обслуживающего персонала и специалистов;
— наличие должностных инструкций для лиц, ответственных за осуществление производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности при эксплуатации сосудов, работающих под давлением, ответственных за исправное состояние и безопасную эксплуатацию сосудов;
— инструкции по режиму работы и безопасному обслуживанию, сменных журналов и другой документации, предусмотренной Правилами. Разрешение на ввод в эксплуатацию сосуда, не подлежащего регистрации в органах Ростехнадзора России, выдается лицом, назначенным приказом по организации для осуществления производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности при эксплуатации сосудов, работающих под давлением, на основании документации изготовителя после технического освидетельствования и проверки организации обслуживания.
Разрешение на ввод сосуда в эксплуатацию записывается в его паспорте.
На каждый сосуд после выдачи разрешения на его эксплуатацию должны быть нанесены краской на видном месте или на специальной табличке форматом не менее 200 x 150 мм:
— регистрационный номер;
— разрешенное давление;
— число, месяц и год следующих наружного и внутреннего осмотров и гидравлического испытания.
Владелец обязан обеспечить содержание сосудов в исправном состоянии и безопасные условия их работы.
В этих целях необходимо:
— назначить приказом из числа специалистов, прошедших в установленном порядке проверку знаний Правил, ответственного за исправное состояние и безопасное действие сосудов, а также ответственных за осуществление производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности при эксплуатации сосудов, работающих под давлением.
— назначить необходимое количество лиц обслуживающего персонала, обученного и имеющего удостоверения на право обслуживания сосудов, а также установить такой порядок, чтобы персонал, на который возложены обязанности по обслуживанию сосудов, вел тщательное наблюдение за порученным ему оборудованием путем его осмотра, проверки действия арматуры, КИП, предохранительных и блокировочных устройств и поддержания сосудов в исправном состоянии. Результаты осмотра и проверки должны записываться в сменный журнал;
— обеспечить проведение технических освидетельствований, диагностики сосудов в установленные сроки;
— обеспечить порядок и периодичность проверки знаний руководящими работниками и специалистами Правил;
— организовать периодическую проверку знаний персоналом инструкций по режиму работы и безопасному обслуживанию сосудов; — обеспечить специалистов Правилами и руководящими указаниями по безопасной эксплуатации сосудов, а персонал — инструкциями; — обеспечить выполнение специалистами Правил, а обслуживающим персоналом — инструкций.
В организации, эксплуатирующей сосуды, работающие под давлением, должны быть разработаны и утверждены инструкции для ответственного за исправное состояние и безопасную эксплуатацию сосудов и ответственного за осуществление производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности при эксплуатации сосудов.

Такой элемент арматуры водопровода, как сальниковая набивка является довольно таки важной частью полноценного функционирования всей системы. Набивка сальником нужна, прежде всего, для того, чтобы перекрывать все возможные места у задвижек, вентилей и кранов и защищать их от просачивания воды и пара.

В качестве материалов для набивки сальников может быть использован специальный шнур из хлопчатобумажных, льняных и пеньковых материалов. Такой шнур, как правило, в обязательном порядке, должен быть пропитан специальным минеральным маслом гутой консистенции, и применяется именно для задвижек, используемых в трубопроводах с водой менее 100-ста градусов. Если же речь идет о задвижках, которые эксплуатируются в среде с потоком воды более 100-ста градусов, тогда для набивки сальников используют асбестовый шнур, который предварительно пропитывается графитов на натуральном олифе.

Перед тем как начинать набивать сальник задвижки, его крайне необходимо уплотнить. Для этого, прежде всего, следует открутить накидную гайку, вынуть втулочку, а также аккуратными движениями удалить сальниковую набивку и заменить ее на новую. После того, как гайка будет обратно закручена, следует убедиться в том, что шпиндель сможет проворачиваться свободно.

Итак, принцип набивки сальником задвижки является довольно таки простым. На первом этапе, следует открутить сальниковую крышку и заложить новую сальниковую набивку кольцеобразными формами. Для того, чтобы данные кольца не накладывались друг на друга, а имели пропорциональный встык на концах, необходимо заранее подготовить сальниковую набивку и разрезать ее на ровные и отбельные куски.

Также крайне важно учитывать, чтобы кольца сальниковой набивки закладывались таким образом, чтобы угол смещения стыков могу приравниваться к 90 градусов. На конечном этапе крышки сальниковых задвижек туго и прочно стягиваются при помощи специальных болтов. Однако, несмотря на то, что крышки должны быть заверчены герметично, такой же элемент, как шпиндель, должен всегда вращаться свободно.

Но, даже если человек осведомлен как правильно набивать сальником задвижки, предварительно, в обязательном порядке, всегда необходимо проводить ряд требований техники безопасности. Перед тем, как осуществлять саму работу, следует убедиться в том, что давление является ставленым, в то время как задвижка остывшей. Далее, крайне важно проследить за тем, чтобы старая набивка была удалена полностью. Затем, необходимо убедиться, что все материалы являются пригодными, и на них отсутствуют признаки коррозии. Сама же набивка сальником должна применяться с ответствующим сечением, которое определяется при помощи измерения диаметра сальниковой камеры и диаметра штока.

Однако, самым главным условием для правильной набивки сальником задвижки является то правило, которое отвечает за нарезку набивки отдельными кольцами. Крайне запрещается наматывать набивку на шток цельным куском.

Требования, предъявляемые к СИЗ

Средства индивидуальной зашиты, материалы, используемые для их изготовления, а также вещества и продукты, которые могут выделяться при их эксплуатации, не должны причинять вреда здоровью человека и окружающей среде, и должны соответствовать установленным санитарно-гигиеническим требованиям.

СИЗ должны быть легкими, но не в ущерб прочности конструкции и эффективности их использования.

СИЗ должны иметь конструкцию, максимально соответствующую физиологии пользователя, его физическим особенностям и тяжести предполагаемой работы, а также климатическим/микро-климатическим условиям окружающей среды, для которых они предназначены.

СИЗ должны быть спроектированы и изготовлены таким образом, чтобы в предусмотренных условиях их применения по назначению пользователь мог осуществлять нормальную деятельность, в процессе которой он был бы адекватно и эффективно защищен от соответствующих типов риска.

СИЗ должны быть снабжены этикеткой (маркировкой), информирующей пользователя об изготовителе, области применения продукции, о сроках и условиях применения и хранения, а также предупреждающей о мерах безопасности при эксплуатации продукции.

СИЗ применяются в тех случаях, когда безопасность работ не может быть обеспечена конструкцией и размещением оборудования, организацией производственных процессов архитектурно-планировочными решениями и средствами коллективной защиты. Их отличие от коллективных средств зашиты в том, что они придаются не к производственному оборудованию, а непосредственно работнику.

Одним из главных требований к средствам индивидуальной защиты является их удобство. Что касается средств индивидуальной защиты для женщин, то для них немаловажным показателем является эстетичность.

Средства индивидуальной зашиты должны иметь сертификаты соответствия, а значит соответствовать характеру и условиям работы, обеспечивать безопасность труда, отвечать требованиям ГОСТов и технических условий. Каждая партия поступивших на предприятие средств индивидуальной защиты должна быть подвергнута проверке на соответствие заявленному ассортименту по моделям, ростам, расцветке, родовому признаку, назначению. На каждой упаковке (партии) СИЗ следует проверять наличие стандартной маркировки. Средства индивидуальной, защиты не должны иметь механических повреждений и других дефектов. При осмотре спецодежды, спецобуви, рукавиц необходимо обращать внимание на соответствие и качество применяемых материалов и фурнитуры, качество строчек, швов, соответствие размеров изделия и т.д.

Средства защиты органов дыхания, средства защиты глаз и лица, предохранительные пояса должны иметь паспорта и инструкции по эксплуатации. Маркировка фильтрующих элементов средств защиты органов дыхания должна соответствовать срокам гарантированного хранения. Необходимо проверить возможность замены очковых и смотровых стекол средств защиты глаз и лица без применения специального инструмента. Следует проконтролировать надежность и прочность фиксации несущей ленты и подбородочного ремня по размерам у средств защиты головы (касок). При оценке качества предохранительных поясов необходимо проверить надежность работы пряжки и карабина (пояс должен расстегиваться и застегиваться без затруднений, раскрытие карабина должно происходить усилием одной руки только после нажатия предохранительного устройства).

Основными элементами любого центробежного насоса являются рабочие колеса, вал, корпус, радиальные и осевые опоры (подшипники), уплотнения, предупреждающие внутренние и внешние утечки жидкости.

Установка погружного центробежного насоса состоит из погружного агрегата 1,2,3, спускаемого в скважину на насосно-компрессорных трубах 5, кабеля 4, арматуры устья 6, станции управления 7 и автотрансформатора 8.

Погружной агрегат включает в себя многоступенчатый электроцентробежный насос, гидрозащиту и электродвигатель. Он спускается в скважину на колонне НКТ. Электроэнергия от промысловой сети через автотрансформатор и станцию управления по кабелю подается на электродвигатель , с ротором которого связан вал электроцентробежного насоса через шпоночные соединения и приводит в движение вал электроцентробежного насоса.. Выше насоса установлен обратный шаровой клапан, облегчающий пуск установки после простоя и предотвращающий обратное вращение ротора электродвигателя под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках, а также для определения герметичности колонны НКТ, над обратным клапаном – спускной (сбивной) клапан для слива жидкости из НКТ при их подъеме и для облегчения глушения скважины.

В зависимости от поперечного размера погружного агрегата УЭЦН подразделяют на четыре условные группы: 5; 5А; 6; 6А с диаметрами соответственно 92, 103 , 114 и 140,5 мм. Откуда следует, что соответствующие группы насосов необходимо применять в скважинах с внутренним диаметром эксплуатационной колонны соответсвенно не менее 121,7; 130; 144,3; 148,3 мм.

Установки имеют следующие исполнения:

— обычное;

— коррозионно- стойкое;

— износостойкое;

— термостойкое.

Установки погружных ЭЦН предназначены для откачки из нефтяных скважин, в

том числе и наклонных, со следующими характеристиками:

— максимальное содержание попутной воды – 99%;

— максимальная плотность жидкости – 1400 кг/м³;

— максимальная массовая концентрация твердых частиц- 100 мг/л;

— максимальное содержание газа на приеме насоса- 25 %;

— максимальная концентрация севодорода для насосов обычного исполнения (коррозионно- стойкого исполнения)- 10 (1250) мг/л;

— максимальная температура – 90 ^оС;

ЭЦН– это погружной, центробежный, секционный, многоступенчатый насос. В корпус каждой секции вставляется пакет ступеней, представляющих собой собранные на валу на продольной призматической шпонке скользящей посадкой рабочие колеса и направляющие аппараты. Число ступеней колеблется в пределах 145-400.

Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготавливают из серого чугуна, насосов коррозионно- стойкого исполнения- из модифицированного чугуна типа «ни ризист».

Рабочие колеса насосов обычного исполнения могут изготавливаться из полиакриламида или из углепластиковой массы. Насосы в износостойком исполнении отличаются использованием более твердых и износостойких материалов.

Насос состоит из одной или нескольких секций ( до четырех секций), корпуса которых соединены между собой при помощи фланцев, а валы при помощи шлицевых муфт. Секция имеет длину до 5,5 м.

Снизу в корпусе крепится основание насоса с приемными отверстиями и фильтросеткой, через которые жидкость из скважины поступает к первой ступени насоса. В верхней части насоса находится ловильная головка, к которой крепятся НКТ.

Газоопасные работы разрешается проводить только после выполнения всех подготовительных работ и мероприятий, предусмотренных нарядом-допуском, Перечнем газоопасных работ, а также при наличии подтверждения возможности производства газоопасных работ ГСС и допуска к производству работ начальником смены (старшим по смене) в наряде-допуске.

6.2.Газоопасные работы, выполняемые по наряду-допуску, разрешается проводить бригадой, состоящей не менее чем из двух человек, не считая лица, ответственного за проведение газоопасных работ.

6.3.Работы в нефтеловушках, ящиках погружных конденсаторов-холодильников, отстойниках, усреднителях, аэротенках, песколовках, других открытых заглубленных сооружениях глубиной более 1 м, в которых имеются или не исключена возможность выделения вредных, взрывоопасных веществ, должны выполняться исполнителями в шланговых противогазах, воздушных изолирующих аппаратах. Состав бригады должен быть не менее трех человек, не считая лица, ответственного за проведение газоопасных работ.

Члены бригады должны быть обеспечены соответствующими средствами защиты органов дыхания, спецодеждой, специальной обувью и другими средствами индивидуальной защиты (СИЗ), инструментом и приспособлениями, не дающими искр, и вспомогательными материалами.

6.4. Запрещается производить изменения состава бригады, объема и характера работ, предусмотренных нарядом-допуском.

6.5. Перед началом газоопасных работ ответственный за их проведение опрашивает каждого исполнителя о самочувствии. Запрещается привлекать к выполнению газоопасных работ лиц, заявивших о недомогании.

6.6. Входить в газоопасные места можно только с разрешения ответственного за проведение газоопасных работ и в соответствующих средствах защиты органов дыхания, надетых за пределами опасной зоны. Срок единовременного пребывания работающего в шланговом противогазе определяется нарядом-допуском (п. 8), но не должен превышать 30 минут с последующим отдыхом не менее 15 минут.

6.7. Работы, связанные с возможным выделением взрывопожароопасных продуктов, должны выполняться с использованием соответствующей спецодежды, спецобуви и других СИЗ, применением инструментов и приспособлений, не дающих искр. Для освещения необходимо применять переносные светильники напряжением не выше 12 вольт или аккумуляторные фонари во взрывозащищенном исполнении, соответствующие по исполнению категории и группе взрывоопасной смеси. Включение и выключение светильников производится вне опасной зоны.

6.8. Каждый исполнитель газоопасных работ должен знать расположение оборудования, трубопроводов, запорной арматуры, дверей и других возможных выходов и входов.

6.9. Газоопасные работы I группы должны начинаться при непосредственном присутствии ответственного за проведение работ и представителя ГСС. Необходимость постоянного присутствия на месте работ ответственного лица и представителя ГСС или периодичность осуществления контроля определяется нарядом-допуском.

6.10.Перед началом производство газоопасных работ, после разгерметизации аппаратуры, оборудования, перерыва в работе, а также периодически во время работ необходимо выполнять анализ воздушной среды на содержание вредных веществ (паров, газов и т.д.) и кислорода. Периодичность проведения анализов указывается в наряде-допуске.

6.11.Запрещается совмещение огневых и газоопасных работ в одном помещении или в непосредственной близости на открытой площадке.

6.12.Запрещается проведение газоопасных работ во время грозы.

6.13.Работу без средств защиты органов дыхания разрешается проводить по наряду-допуску при наличии вредных веществ (паров, газов и т.д.), концентрация которых не превышает ПДК, а содержании кислорода не менее 19 % объемной доли и исключена возможность попадания извне вредных паров и газов, при этом наряд- допуск на проведение газоопасных работ должен утверждаться главным инженером (или лицом, его замещающим).

6.14.К газоопасным работам, связанным с применением воздушных изолирующих аппаратов, могут привлекаться только лица, прошедшие специальное обучение пользованию этими аппаратами.

6.15.Работы, связанные с разгерметизацией оборудования, трубопроводов, из которых невозможно удалить вредные или пожаровзрывоопасные продукты, должны выполняться газоспасателями совместно с цеховым персоналом в шланговых противогазах или изолирующих аппаратах. Ответственного за безопасное проведение газоопасных работ назначает начальник цеха из числа ИТР не занятых ведением технологического процесса и знающий способы безопасного проведения газоопасных работ.

6.16.Работы, связанные с разгерметизацией оборудования и трубопроводов, содержащих концентрированный сероводород, должны выполняться только в шланговом противогазе или изолирующих аппаратах.

6.17.Работы в приемных камерах промстоков и осадка, колодцах должны выполняться с учетом требований, предъявляемых к проведению работ в закрытых аппаратах и емкостях.

6.18.Газоопасные работы 2 группы должны выполняться с соблюдением правил безопасности, изложенных в инструкциях по рабочим местам. Исполнители работ имеют при себе фильтрующий противогаз в положении «наготове», за исключением работ:

-по отбору проб, ручному замеру уровня в резервуарах, емкостях, цистернах, по открытому дренированию оборудования и трубопроводов, выполняемых в фильтрующих противогазах;

-по переключению арматуры, находящейся в колодцах и закрытых камерах переключения, выполняемых в шланговых противогазах под наблюдением дублеpов.

В настоящее время выделяют несколько групп методов повышения нефтеотдачи пласта:
— гидродинамические методы;
— физико-химические методы;
— тепловые, микробиологические и другие методы.
Гидродинамические методы

К ним относятся:
— нестационарное заводнение;
— форсированный отбор жидкости;
— вовлечение в разработку недренируемых запасов;
— барьерное и очаговое заводнение.
К первой группе относятся методы, которые осуществляются через изменение режимов
эксплуатации скважин и, как следствие, через изменение режимов работы пласта.

Эти ме­тоды объединяются общим понятием «нестационарное заводнение» и включают в себя:
— циклическое заводнение;
— изменение направления фильтрационных потоков.
Они сравнительно просты в реализации, не требуют больших экономических затрат и получили широкое развитие.
Методы основаны на периодическом изменении режима работы залежи путем прекра­щения и возобновления закачки воды и отбора, за счет чего более полно используются ка­пиллярные и гидродинамические силы.

Это способствует внедрению воды в зоны пласта, ранее не охваченные воздействием.
Форсированный отбор жидкости применяется на поздней стадии разработки, когда об­водненность достигает более 75%.

При этом нефтеотдача возрастает вследствие увеличе­ния градиента давления и скорости фильтрации.

При этом методе вовлекаются в разработку участки пласта, не охваченные заводнением, а также отрыв пленочной нефти с поверхности породы. Форсированный отбор — наиболее освоенный метод повышения нефтеотдачи. При­ступать к нему следует постепенно, увеличивая дебит отдельных скважин на 30-50%, а за­тем — в 2-4 раза. Предельное значение увеличения отбора регламентируется возможностя­ми используемого способа эксплуатации скважин. Для осуществления форсированного от­бора необходимы насосы высокой подачи или использование газлифта.
Эксплуатация газонефтяных месторождений осложняется возможными прорывами газа к забо­ям добывающих скважин, что значительно усложняет, вследствие высокого газового фактора, их эксплуатацию.

Суть барьерного заводнения состоит в том, что нагнетательные скважины распола­гают в зоне газонефтяного контакта. Закачку воды и отборы газа и нефти регулируют таким обра­зом, чтобы исключить взаимные перетоки нефти в газовую часть залежи, а газа — в нефтяную часть.
Очаговое заводнение — это дополнение к уже осуществленной системе законтурного заводнения или внутриконтурного. При этом группы нагнетательных скважин размещаются на участках пласта, отстающих по интенсивности использования запасов нефти.
Физико-химические методы
Использование физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов — одно из наиболее перспективных направлений в процессах разработки нефтяных месторождений. Научными организациями отрасли разработано, испытано и сдано более 60 технологий с использованием физико-химического воздействия.
Одним из методов воздействия на продуктивные пласты, особенно низкопроницаемые, является гидравлический разрыв пласта (ГРП).

Он оказывает воздействие не только на при-забойную зону пласта, но и способствует повышению нефтеотдачи.

При ГРП создается си­стема глубокопроникающих трещин, в результате чего значительно увеличивается дрениру­емая скважиной зона и повышается производительность скважин. Продолжительность эф­фекта от ГРП достигает 3-5 лет, коэффициент успешности — 85%.
Ведущее место в физико-химических методах воздействия на пласт занимает полимер­ное заводнение. Получение композиций полимеров в сочетании с различными реагентами существенно расширяет диапазон применения полимеров. Основное назначение полиме­ров в процессах увеличения нефтеотдачи пластов — выравнивание неоднородности продук­тивных пластов и повышение охвата при заводнении.
Существуют следующие технологии с использованием полимеров:
— полимерное заводнение (закачка оторочки} на неоднородных по проницаемости объек­тах с высоковязкой нефтью, находящихся в начальной стадии разработки;
— комплексное воздействие на продуктивные пласты полимерными гелеобразующими системами в сочетании с интенсифицирующими реагентами (ПАВы, щелочи, кислота) применяется на поздней стадии разработки;
— воздействие на пласт вязкоупругими составами (ВУС) для выравнивания профиля при­ емистости и интенсификации добычи нефти;
— циклическое полимерное заводнение с использованием раствора сшитого полиакриламида, содержащего неионогенное ПАВ;
— циклическое воздействие на продуктивный пласт лолимерсодержащими поверхностно-активными системами;
— щелочно-полимерное заводнение;
— полимерное воздействие при закачке в пласт углекислоты.
Особенно эффективен метод ВУС для пластов, характеризующихся резкой неоднород­ностью и слабой гидродинамической связью.

Данный метод выравнивает проницаемость и тем самым позволяет повысить охват пласта полимерным воздействием и снизить темпы обводнения добываемой нефти.
К модифицированным технологиям относится воздействие на обводненные продуктивные пласты полимер-дисперсной системой (ПДС) на основе ПАА суспензий глин. Их применение заключается во внутрипластовом регулируемом образовании дисперсных вязкоупругих систем между химическими реагентами и водонефтенасыщенной породой. Это позволяет увеличить нефтеотдачу на поздней стадии разработки, когда традиционные методы малоэффективны.
Одним из эффективных методов физико-химического воздействия на пласт является ще­лочное заводнение. Метод основан на снижении поверхностного натяжения на границе нефти с раствором щелочи. При этом образуются стойкие водонефтяные эмульсии с высокой вязко­стью, способные выравнивать подвижность вытесняемого и вытесняющего агентов. Щелоч­ное заводнение эффективно для нефти высокой вязкости и неоднородных пластов.
Для доотмыва остаточной нефти применяется метод закачки большеобъемных оторочек поверхностно-активными веществами (ПАВ).
На завершающих стадиях разработки большое значение имеет ограничение притоков пластовой и закачиваемой воды. Для этой цели применяются различные методы ремонтно-изоляционных работ, в результате которых не только уменьшается обводненность продукции, но и повышается охват пласта процессом выработки запасов.

Наиболее часто применяется изоляция цементом обводненных пропластков или ликвидация заколонной циркуляции.

В том случае, когда происходит прорыв воды по отдельным высокопроницаемым пропласткам, прак­тически не отделенными глинистыми перемычками от необводненных интервалов, использу­ется метод селективной (избирательной) изоляции.

Вариантами этого метода являются: при­менение кремнийорганических соединений (продукт 119-204, Акор), закачка силиката натрия (жидкое стекло), волокнисто- и полимернаполненных дисперсных систем (ВДС и ПНДС).
На современном этапе задачу повышения нефтеотдачи пластов экологически чистыми технологиями может решить метод микробиологического воздействия на пласт.

В отличие от химических реагентов, теряющих активность в результате разбавления их пластовыми водами, микроорганизмы способны к саморазвитию, т.е. размножению и усилению биохи­мической активности в зависимости от физико-химических условий среды.
Одними из приоритетных методов повышения нефтеотдачи пластов, наиболее подготов­ленными технологически и технически, являются тепловые, когда в продуктивный пласт вво­дится тепло.

При этом вязкость нефти снижается, а нефтеотдача увеличивается.

Среди теп­ловых методов воздействия на нефтяные пласты выделяют два направления:
— закачка в пласты пара и нагретой воды;
— внутрипластовое горение.
Тепловые методы целесообразно применять в пластах с вязкостью нефти более 50 мПа-с.

Требования, предъявляемые к монометрам

Класс точности манометров должен быть не ниже:

2,5 — при рабочем давлении до 2,5 МПа (25 кгс/см2);

1,5 — при рабочем давлении более 2,5 МПа (25 кгс/см2) до 14 МПа (140 кгс/см2);

1,0 — при рабочем давлении более 14 МПа (140 кгс/см2).

Шкала манометров выбирается из условия, чтобы при рабочем давлении стрелка манометра находилась в средней трети шкалы.На шкале манометра должна быть нанесена красная черта, указывающая допустимое давление.

Взамен красной черты допускается прикреплять к корпусу манометра металлическую пластинку, окрашенную в красный цвет и плотно прилегающую к стеклу манометра.

Манометр должен быть установлен так, чтобы его показания были отчетливо видны обслуживающему персоналу, при этом шкала его должна быть расположена вертикально или с наклоном вперед до 30° для улучшения видимости показаний.

Номинальный диаметр манометров, устанавливаемых на высоте до 2 м от уровня площадки наблюдения за манометрами, должен быть не менее 100 мм, на высоте от 2 до 3 м — не менее 150 мм и на высоте от 3 до 5 м — не менее 250 мм. При расположении манометра на высоте более 5 м должен быть установлен сниженный манометр в качестве дублирующего.

Перед каждым манометром должен быть трехходовой кран или другое аналогичное устройство для продувки, проверки и отключения манометра. Перед манометром, предназначенным для измерения давления пара, должна быть сифонная трубка диаметром не менее 10 мм.

Между манометром и сосудом должен быть установлен трехходовой кран или заменяющее его устройство, позволяющее проводить периодическую проверку манометра с помощью контрольного. В необходимых случаях манометр в зависимости от условий работы и свойств среды, находящейся в сосуде, должен снабжаться или сифонной трубкой, или масляным буфером, или другими устройствами, предохраняющими его от непосредственного воздействия среды и температуры и обеспечивающими его надежную работу.

Поверка манометров с их опломбированием или клеймением должна производиться не реже одного раза в 12 месяцев. Кроме того, не реже одного раза в 6 месяцев владельцем сосуда должна производиться дополнительная проверка рабочих манометров контрольным манометром с записью результатов в журнал контрольных проверок. При отсутствии контрольного манометра допускается дополнительную проверку производить проверенным

рабочим манометром, имеющим с проверяемым манометром одинаковую шкалу и класс точности.

Порядок и сроки проверки исправности манометров обслуживающим персоналом в процессе эксплуатации сосудов должны определяться инструкцией по режиму работы и безопасному обслуживанию сосудов, утвержденной руководством организации — владельца сосуда, но не менее одного раза в сутки.

Требования безопасности при эксплуатации нагнетательных скважин

Оборудование устья нагнетательной скважины должно соответствовать проекту, при разработке которого должны быть учтены состав, физико-химические свойства нагнетаемого агента и максимальное ожидаемое давление нагнетания.

Нагнетательные скважины, независимо от физико-химических свойств закачиваемого агента, должны оборудоваться колонной насосно-компрессорных труб и, при необходимости, пакерующим устройством, обеспечивающими защиту и изоляцию эксплуатационной колонны от воздействия на нее закачиваемого агента.

Для исключения замерзания воды в арматуре скважины и системе нагнетания при остановках необходимо предусматривать полное удаление воды из арматуры и системы подачи рабочего агента и заполнение указанного оборудования незамерзающей жидкостью.

Первая помощь при обморожении

· Перенести пострадавшего в тепло. Первое что нужно сделать – убрать негативно воздействующий фактор, т.е. холод.

· Снять промерзшие вещи куртку, брюки, обувь, носки, варежки.

· Исключить резкое прогревание. При первой стадии обморожения для восстановления кровообращения можно растереть замерзшие части тела. Но при всех остальных стадиях это может нанести вред, так как холод привел к значительным повреждениям тканей. Поэтому лучше дать телу постепенно прогреваться и восстановить кровообращение в пострадавших участках.

· Наложить повязки и зафиксировать их. Чтобы не повредить пострадавшие участки тела, их покрывают повязками и фиксируют. При наложении повязки обычно используют вату и марлю, которые сверху покрывают теплоизолирующей тканью: клеенкой, прорезиненной тканью.

· Напоить теплым чаем – это поможет повысить общую температуру тела, и будет способствовать нормализации кровообращения.

· Вызвать врача. Это обязательный пункт при оказании помощи человеку, пострадавшему от обморожения.

БИЛЕТ 9

Запорная арматура. Типы, назначение. Требования безопасности при эксплуатации и ремонте

Запорная арматура — устройство, предназначенное для того чтобы перекрыть или пустить поток рабочей — жидкой, парообразной или газовой среды по трубопроводу, имеющему определенное назначение. Приспособление устанавливается на объектах с высоким или низким давлением, включая сосуды и агрегаты.

С помощью арматуры полностью перекрывается переходное сечение отверстия. Помимо основных (открытого и закрытого) режимов, предусмотрена эксплуатация основного функционального элемента в промежуточном положении.
Трубопроводная арматура имеет достаточно разнообразное применение, что позволило разделить ее на ряд специальных классов:

· запорный класс — потоки рабочей среды перекрываются с высоким показателем герметичности, установленным нормами технологического процесса;

· регулирующий класс — рабочая среда расходуется путем изменения ее количества; для управления устройством необходим сторонний источник энергии;

· предохранительный класс — трубопровод автоматически защищен от изменений параметров давления, в том числе превышения его нормированной границы, или недопустимой смены направления рабочего потока;

· распределительный класс — потоки рабочего сырья распределяются по определенному направлению или же смешиваются;

фазоразделительный класс — рабочая среда в автоматическом режиме разделяется согласно фазам или же состоянию.
Рабочая среда в этом случае должна обладать токсичными, коррозийными, абразивными, вязкими или радиоактивными свойствами.
Кроме того, назначение арматуры может быть и целевым, что предусматривается техническим регламентом в каждом отдельном случае. Оснащение арматурой нефтегазовой отрасли, а также экспериментальных установок осуществляется по специальному заказу. Устройство, имеющее определенный функциональный класс, обладает определенным характеристиками и особенностями конструкции.
По способу остановки потоков рабочего сырья запорная арматура подразделяется на следующие виды:

· вентиль — принцип работы основан на возвратном перемещении вдоль перекачиваемого потока рабочей среды;

· кран — принцип работы — поворот вокруг оси запорного устройства;

· затвор — принцип работы — поворот исполнительного органа вокруг оси, которая расположена под определенным углом к потоку рабочего сырья;

· задвижка — принцип действия заключается в возвратном поступательном перемещении вдоль запорной плоскости под углом девяносто градусов к потоку рабочей среды;

· клапан, работа которого заключается в перемещении затворной мембраны вдоль оси рабочего потока или зажиме эластичного шланга.
Все виды запорной арматуры должны соответствовать государственному стандарту, поэтому на корпусе устройства имеется специальная маркировка, выполненная клеймением или путем отливки. К системе условных обозначений относится рабочее давление, диаметр прохода, тип арматуры и другие основные данные.

Индексная система дает возможность правильно подобрать приспособление и использовать его по назначению. Кроме того, маркировка значительно упрощает решение производственных проблем и организационных моментов.
Перед проведением техобслуживания запорной арматуры произвести контроль воздушной среды. Воздушную среду необходимо контролировать в рабочей зоне на уровне дыхания с подветренной стороны на расстоянии 2 – 3 м от задвижек.

Запорная арматура должна иметь нумерацию, соответствующую технологической схеме и указатели, показывающие состояние запорной арматуры: «открыто», «закрыто». Электроприводы запорно-регулирующей арматуры должны быть выполнены во взрывозащищенном исполнении.

Вся запорная арматура должна иметь надежное заземление.

При открытии и закрытии запорной арматуры запрещается применение дополнительных рычагов.

Работы по обслуживанию необходимо выполнять инструментом, исключающим искрообразование.

Обувь не должна иметь металлических частей.

Средства защиты органов дыхания

В качестве переносного освещения должны применяться аккумуляторные фонари во взрывозащищенном исполнении.

Отогревать приводы запорной арматуры только паром или горячим песком.