Требования правил безопасности при перемещении тяжестей вручную.

Билет № 1

1. Методы вскрытия нефтяного пласта.

 

Различают первичное и вторичное вскрытие продуктивного горизонта. Под первичным вскрытием понимается процесс разбуривания продуктивного горизонта долотом. Вторичное вскрытие - процесс связи внутренней полости скважины с продуктивным горизонтом (перфорация скважины).

Перфорация скважин

Существует четыре способа перфорации: пулевая, торпедная, кумулятивная, пескоструйная.

При пулевой перфорации в скважину на электрическом кабеле спускается стреляющий пулевой аппарат, состоящий из нескольких (8 - 10) камор - стволов, заряженных пулями диаметром 12,5 мм. Каморы заряжаются взрывчатым веществом (ВВ) и детонаторами. При подаче электрического импульса происходит залп. Пули пробивают колонну, цемент и внедряются в породу.

Торпедная перфорация осуществляется аппаратами, спускаемыми на кабеле и стреляющими разрывными снарядами диаметром 22 мм. Внутренний заряд ВВ одного снаряда равен 5 г. Аппарат состоит из секций, в каждой из которых имеется по два горизонтальных ствола. Снаряд снабжен детонатором накольного типа. При остановке снаряда происходит взрыв внутреннего заряда и растрескивание окружающей горной породы. Глубина каналов по результатам испытаний составляет 100 - 160 мм, диаметр канала - 22 мм. На 1 м длины фильтра обычно делается не более четырех отверстий, так как при торпедной перфорации часты случаи разрушения обсадных колонн.

Кумулятивная перфорация осуществляется стреляющими перфораторами, не имеющими пуль или снарядов. Прострел преграды достигается за счет сфокусированного взрыва. Такая фокусировка обусловлена коняческой формой поверхности заряда ВВ, облицованной тонким покрытием (листовая медь толщиной 0,6 мм). Энергия взрыва в виде тонкого пучка газов - продуктов облицовки пробивает канал. Кумулятивная струя приобретает скорость в головной части до 6 - 8 км/с и создает давление на преграду до 0,15 - 0,3 млн. МПа. При выстреле кумулятивным зарядом в преграде образуется узкий перфорационный канал глубиной до 350 мм и диаметром в средней части 8 - 14 мм. Размеры каналов зависят от прочности породы и типа перфоратора.

Максимальная толщина вскрываемого интервала кумулятнвным перфоратором достигает 30 м, торпедным - 1 м, пулевым - до 2,5 м. Это является одной из причин широкого распространения кумулятивных перфораторов.

Пескоструйная перфорация

При гидропескоструйной перфорации разрушение преграды происходит в результате использования абразивного и гидромониторного эффектов высокоскоростных песчано-жидкостных струй, вылетающих из насадок специального аппарата - пескоструйного перфоратора, прикрепленного к нижнему концу насосно-компрессорных труб. Песчано-жидкостная смесь закачивается в НКТ насосными агрегатами высокого давления, смонтированными на шасси тяжелых автомашин, поднимается из скважины на поверхность по кольцевому пространству. Это сравнительно новый метод вскрытия пласта. В настоящее время ежегодно обрабатываются около 1500 скважин этим методом. Область и масштабы применения гидропескоструйного метода обработки скважин постоянно расширяются, и кроме вскрытия пласта он нашел применение при капитальных ремонтах, вырезке колонн и в сочетании с другими методами воздействия.

При гидропескоструйной перфорации (ГПП) создание отверстий в колонне, цементном камне и канала в породе достигается приданием песчано-жидкостной струе очень большой скорости, достигающей нескольких сотен метров в секунду. В породе вымывается каверна грушеобразной формы, обращенной узким конусом к перфорационному отверстию в колонне. Размеры каверны зависят от прочности горных пород, продолжительности воздействия и мощности песчано-жидкостной струи.

Пескоструйная перфорация в отличие от кумулятивной или пулевой перфорации позволяет получить каналы с чистой поверхностью и сохранить проницаемость на обнаженной поверхности пласта. Громоздкость операции, задалживание мощных технических средств и большого числа обслуживающего персонала определяют довольно высокую стоимость этого способа перфорации и сдерживают ее широкое применение по сравнению с кумулятивной перфорацией.

 

2. характеризуются механические свойства пород.

 

Механические характеристики:

1. прочность - способность сохранять первоначальную форму при воздействии на нее силы.

2. Упругость - свойство реагировать на нагрузку.

3. Пластичность - свойство породы деформироваться.

4. Абразивность – способность изнашивать породоразрушающий инструмент.

 

3. Действие оператора при порыве трубопроводов.

1) При аварийной ситуации оператор должен отключить скважину и закрыть задвижки. 2)Позвонить диспетчеру, чтобы поставили в известность руководство цеха. З) Обозначить место порыва.4)Принять меры против попадания нефти в водоем, в поле и в лесопосадки.

Ликвидация порыва самостоятельно запрещена.

 

4.Санитарно-бытовые помещения на территории промышленного объек­та. Личная гигиена рабочего.

 

В организации по установленным нормам оборудуются са-нитарно-бытовые помещения, помещения для приема пищи, помещения для оказания медицинской помощи, комнаты для отдыха в рабочее время и пси­хологической разгрузки; создаются санитарные посты с аптечками, уком­плектованными набором лекарственных средств и препаратов для оказания первой медицинской помощи; устанавливаются аппараты (устройства) для обеспечения работников горячих цехов и участков газированной соленой во­дой и другое.

Соблюдение личной и производственной гигиены и санитарии - залог здо­ровья всех работающих. Повышенные требования к соблюдению санитарии и гигиены предъявляются в связи с тем, что на объектах нефтедобычи рабочие соприкасаются с сырой нефтью и нефтепродуктами, их парами и другими вредными веществами.

Принимайте пищу только в специально отведенных местах, предвари­тельно сняв спецодежду и тщательно вымыв руки водой с мылом. Прием пи­щи на рабочих местах недопустим, потому что это связано с опасностью от­равления.

Употребляйте только пригодную для питья воду, которая храниться в в специально закрытых бачках или подается на питьевые фонтанчики. Чтобы не вызвать желудочно-кишечных заболеваний, вы, конечно, не будете пить воду из случайных, непроверенных источников: ручьев, озер и других водо­емов.

Не храните в шкафах для личной одежды химические вещества, бензин, керосин, а также загрязненные предметы и инструменты.

После работы примите душ или вымойте лицо, руки и шею водой с мылом. Вы уже знаете, что спецодежду нужно оставлять в специально отве­денных для этого местах и уходить в ней с работы не разрешается.

Отдельным категориям рабочих и служащих специальными нормами пре­дусмотрена бесплатная выдача молока или молочных продуктов в связи с вредными условиями труда.

При употреблении различных мазей или ароматических жидкостей против насекомых (комаров) - после работы вымойте лицо, шею и руки водой с мы­лом.

 

5. Оказание первой помощи при поражении электрическим током.

 

Освобождая пострадавшего от действия электрического тока, прими­те такие меры предосторожности, чтобы самому не оказаться под на­пряжением: отключите электроустановку ближайшим выключателем или пре­рвите ток, перерезав провода с помощью инструментов с изолированными ручками; оттащите пострадавшего, пользуясь сухой одеждой, канатом, палкой, доской или каким-либо сухим предметом, не проводящим электрический ток. При этом рекомендуется действовать одной рукой.

Для освобождения пострадавшего от токоведущих частей под высоким напряжением (более 400 в) пользуйтесь диэлектрическими перчатками, ботами и штангами или клещами, рассчитанными на высокое напряжение.

Если пострадавший находиться на высоте, например, на лестнице или опоре, то перед отключением электрического тока примите меры к тому, что­бы он не упал с высоты.

При освобождении пострадавшего от токоведущих частей не прикасайтесь к его телу.

Вы должны изолировать себя, встав на сухую доску, резиновый коврик или другие изолирующие средства.

Если пострадавший может самостоятельно передвигаться, отведите его в помещение удобное для отдыха, дайте выпить воды и вызовите врача (или отведите к врачу).

Если пострадавший находится в бессознательном состоянии, немедленно вызовите врача, а до его прибытия освободите больного от стесняющей дыха­ние одежды и приведите его в сознание: дайте понюхать тампон, смоченный нашатырным спиртом, и приступайте к искусственному дыханию.

 

Билет № 2

1. Обязанности операторов при обслуживании станка качалки

Оператор самостоятельно в соответствии с графиком профи­лактического осмотра выполняет следующие виды работ:

оценивает герметичность устьевой арматуры, задвижек, клапанов и устраняет утечки;

контролирует давление в затрубном пространстве, в выкидном трубопроводе и при наличии отклонений от нормы устраняет причины;

оценивает надежность работы отдельных узлов СК, канатной подвески, полированного штока, электродвигателя, противовесов.

Устанавливает:

нагрев полированного штока;

наличие масла в редукторе СК;

перегрев электродвигателя;

неравномерный гул и вибрацию двигателя СК;

состояние канатной подвески;

натяжение клиноременной передачи.

Оператор систематически:

очищает территорию и устье скважины;

устанавливает указатели на всех подземных коммуника­циях, расположенных на территории скважины;

принимает участие вместе с мастером добычи в сдаче скважины в ремонт и приемке из ремонта по акту.

При приемке скважины из ремонта необходимо:

убедиться в наличии стабильной подачи насоса в пределах запланированного дебита;

провести динамографирование;

-проверить герметичность соединений и устьевого саль­ника;

отбить динамический уровень и проследить за его изменением во времени;

-проверить положение полированного штока относительно оси скважины;

убедиться в чистоте территории, наличии на арматуре и ком­муникациях требуемого количества болтов, гаек, клапанов, задвижек, демонтированных в процессе ремонта.

 

2.Что понимается под скважиной. Что понимается под конструкцией
скважины?

Горная выработка преимущественно круглого сечения (диаметр 59-1000 мм), образуемая в результате бурения.

Верхняя часть скважины называется устьем, дно - забоем, боковая поверхность - стенкой, а пространство, ограниченное стен­кой - стволом скважины. Длина скважины - это расстояние от устья до забоя по оси ствола, а глубина - проекция длины на вертикальную ось.

Конструкцией скважины называют состав спущенных элементов обсадных труб (колонн) с указанием их диаметра, глубину спуска в пробуренную скважину и закрепленных цементным раствором, с целью изоляции неустойчивых, мягких, трещиноватых пород, осложняющих процесс бурения и охраны недр.

Конструкция забоя скважины должна обеспечивать:

-механическую устойчивость призабойной части пласта, доступ к забою скважин спускаемого оборудования, предотвращение обрушения породы;

-эффективную гидродинамическую связь забоя скважины с нефтенасыщенным пластом;

-возможность избирательного вскрытия нефтенасыщенных и изоляцию водо- или газонасыщенных пропластков, если из последних не намечается добыча продукции;

-возможность избирательного воздействия на различные пропластки или на отдельные части (по толщине) монолитного пласта;

-возможность дренирования всей нефтенасыщенной толщины пласта.

Элементы конструкции скважин приведены на рис. На­чальный участок I скважин называют направлением. Поскольку устье скважины лежит в зоне легкоразмываемых пород его необходимо ук­реплять. В связи с этим направление выполняют следующим образом. Сначала бурят шурф - колодец до глубины залегания устойчивых гор­ных пород (4...8 м). Затем в него устанавливают трубу необходимой длины и диаметра, а пространство между стенками шурфа и трубой заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором 2.

Нижерасположенные участки скважины - цилиндрические. Сразу за направлением бурится участок на глубину от 50 до 400 м диаметром до 900 мм. Этот участок скважины закрепляют обсадной трубой 1 (состоящей из свинченных стальных труб), которую назы­вают кондуктором II.

Затрубное пространство кондуктора цементируют. С помощью кондуктора изолируют неустойчивые, мягкие и трещиноватые поро­ды, осложняющие процесс бурения.

После установки кондуктора не всегда удается пробурить скважину до проектной глубины из-за прохождения новых осложня­ющих горизонтов или из-за необходимости перекрытия продуктивных пластов, которые не планируется эксплуатировать данной скважиной. В таких случаях устанавливают и цементируют еще одну колонну III, называемую промежуточной. Если продуктивный пласт, для разра ботки которого предназначена скважина, залегает очень глубоко, то количество промежуточных колонн может быть больше одной.

Эксплуатацион­ная колонна предназначена для подъема нефти и газа от забоя к устью скважины или для нагнетания воды (газа) в продуктивный пласт с целью поддержания давления в нем. Во избежание перетоков нефти и газа в вышележащие горизонты, а воды в продуктивные пла­сты пространство между стенкой эксплуатационной колонны и стенкой скважины заполняют цементным раствором.

Рис.. Конструкция скважины:

1 - обсадные трубы; 2 - цементный камень; 3 - пласт, 4-перфорация в обсадной трубе и цементном камне; 1-направление; П-кондуктор; Ш-промежуточная колонна; IV - эксплуатационная колонна.

 

 

3.Обратные клапаны, назначение, виды и устройства.

 

Обратный клапан предназначен для пропуска нефти и газа и других жидкостей в одном направлении.

Клапаны бывают 3 видов: шарнирные, шариковые, тарельчатые.

Обратный клапан состоит из: корпуса крышки, шарниров, концов присоединения, пружины, штока, перекрывающего устройства (заслонка, шарик, тарелка, диафрагма).

Принцип работы: Во время работы насосного агрегата жидкость идет под давлением через обратный клапан, отжимая заслонку (тарелку, шарик). Как только насос агрегата остановился, жидкость начинает двигаться в обратном направлении, заслонка опускается и закрывает проходное отверстие.

 

4.Стационарные и передвижные установки пожаротушения. Средства по­жарной связи и сигнализации.

Для ликвидации пожаров в начальной стадии применяются первичные средства пожаротушения: внутренние пожарные водопроводы, огнетушители ручные и передвижные, сухой песок, асбестовые одеяла, кошмы и др.

В зданиях внутренние пожарные краны (ВПК) устанавливают в коридорах, на площадках лестничных клеток, в фойе, у входов, т.е. в доступных и заметных местах. Пожарные краны располагаются в специальных шкафах, где также находится пожарный ствол с напорным рукавом из тканевого материала длиной 10-20 м. Напор струи должен обеспечивать радиус действия компактной части струи воды, достаточный для достижения наиболее удаленной и возвышенной части здания, но не менее 6 м. При недостаточном напоре в наружной водопроводной сети предусматривается установка насоса-повысителя.

В зданиях и сооружениях категорий А, Б, В1-В4, где размещаются особо опасные в пожарном отношении производства, устанавливаются автоматически действующие установки для тушения пожаров – спринклерные и дренчерные установки, которые приводятся в действие специальными датчиками-извещателями.

Спринклерная установка, применяемая только в отапливаемых помещениях, состоит из сети водопроводных труб, проложенных по потолку, с ввернутыми в них на определенном расстоянии друг от друга специальными спринклерными головками. Эти головки имеют замки в виде пластин, спаянных легкоплаким припоем. При повышении температуры окружающего воздуха, обусловленной загоранием, до расчетного предела припой расплавляется, пластинки распадаются и вода начинает выливаться из спринклерной головки, производя тушение очага загорания. Одновременно подается сигнал о пожаре.

Дренчерная установка, применяемая для неотапливаемых помещений, также состоит из системы труб, не заполненных водой и снабженных дренчерными головками, которые не имеют замков, и их выпускные отверстия всегда открыты. Воду для тушения очагов загорания в дренчерную систему подают автоматически через клапаны, открывающиеся при повышении температуры окружающего воздуха.

Системы автоматической пожарной сигнализации (АПС) предназначены для обнаружения пожаров в их начальной стадии и оповещения службы пожарной охраны о времени и месте возникновения пожара. Кроме того, они формируют сигналы на включение системы аварийной вентиляции, дымоудаления, других устройств.

Система АПС состоит из пожарных извещателей, линий связи и приемных приборов (станций пожарной сигнализации).

Извещатели бывают тепловые и дымовые и устанавливаются непосредственно в защищаемых от пожара помещениях (не менее 2 извещателей на одно помещение).

Извещатели преобразуют контролируемый признак пожара (температуру, дым) в электрический сигнал, который передается по линии связи на приемную станцию или прерывает протекание по линии связи (шлейфе) контрольного электрического тока.

Станции пожарной сигнализации предназначены для приема сигналов от пожарных извещателей, непрерывного контроля состояния линий связи по всей длине, световой и звуковой сигнализации о поступающих сигналах тревоги, автоматического переключения на резервное питание при пропадании основного с включением соответствующей сигнализации.

Станции устанавливаются в местах с круглосуточным пребыванием людей.

Наряду с АПС помещения с повышенной пожарной опасностью или с особо ценным оборудованием (например, с электроникой) необходимо обеспечить автоматическими установками пожаротушения (АУП). Кроме того, этими установками защищают пространства под технологическими полами, в непроходимых туннелях, коммуникационных шахтах, где применение первичных средств пожаротушения практически невозможно.

В зависимости от используемых огнетушащих веществ различают: водяные (см. выше), водно-химические, пенные, газовые, паровые и порошковые АУП.

Для защиты электроники применяют газовые установки пожаротушения, которые подразделяются на установки объемного и локального пожаротушения с электро- или пневмопуском.

Установки объемного газового пожаротушения применяют в помещениях с площадью постоянно открытых проемов не более 10% суммарной площади ограждающих конструкций. Установки локального пожаротушения предназначены для тушения пожара отдельных агрегатов или оборудования в тех случаях, когда применение установок объемного пожаротушения технически невозможно или экономически нецелесообразно.

Газовые АУП снабжаются звуковой и световой предупредительной сигнализацией, извещающей о необходимости эвакуации людей из защищаемого помещения. Одновременно срабатывают блокировочные устройства для отключения электропитания оборудования и выключения вентиляции (чтобы исключить выброс огнетушащего вещества из помещения)

Для газовых АУП предусматривается обязательное дублирование автоматического пуска ручным и дистанционным. В период нахождения людей в защищаемом помещении пуск установки переводится на режим ручного управления.

 

5.Оказание первой помощи при тепловом ожоге.

Ожоги подразделяются на 4 степени.

Ожог 1 степени - покраснение кожи, жжение. Смазать борным вазелином, спец. мазями, аэрозолями.

Ожог 2 степени появление волдырей, боль. Смазать спец. мазями, аэрозолями.

Ожог 3 степени - открытая рана, боль, может быть потеря сознания.

Ожог 4 степени - почернение места ожога повреждение мышечных тканей, костей, может быть шок.

При 3, 4, степени накрыть чистой тканью с целью предохранения от попадания пыли, инфекции и срочно отправить к врачу.

 

Билет № 3

1.Методы вызова притока.

 

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

Компрессорный способ освоения. В скважину спускается колонна НКТ, а устье оборудуется фонтанной арматурой. К межтрубному пространству присоединяется нагнетательный трубопровод от передвижного компрессора.

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

Освоение ведется с непрерывным контролем параметров процесса при герметизированном устье скважины. Поэтому этот способ наиболее безопасен и позволяет быстро получить значительные депрессии на пласт, что особенно важно для эффективной очистки призабойной зоны скважины. Однако применение компрессорного способа освоения ограничено в скважинах, пробуренных в рыхлых и неустойчивых коллекторах.

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

Для такого освоения к скважине подвозится передвижной компрессор, насосный агрегат, создающий по меньшей мере такое же давление, как и компрессор, емкости для жидкости и смеситель для диспергирования газа в нагнетаемой жидкости. При нагнетании газожидкостная смесь движется сверху вниз при непрерывно изменяющихся давлении и температуре.

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

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

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

В последние годы вызов притока из пласта осуществляется снижением уровня свабными установками. При свабировании (поршневании) сваб или поршень спускается на канате в НКТ. Поршень представляет собой трубу малого диаметра (25 - 37,5 мм) с клапаном, в нижней части открывающимся вверх. На наружной поверхности трубы (в стыках) укреплены эластичные резиновые манжеты (3 - 4 шт.), армированные проволочной сеткой. При спуске поршня под уровень жидкость перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъеме клапан закрывается, а манжеты, распираемые давлением столба жидкости над ними, прижимаются к стенкам НКТ и уплотняются. За один подъем поршень выносит столб жидкости, равный глубине его погружения под уровень жидкости. Процесс свабирования позволяет не только плавно и котролируемо снижать уровень в скважине. Но и определять объем извлекаемой жидкости с разбивкой на нефть, эмульсию и воду, прослеживать восстановление уровня в скважине.

 

2.Цель и методы исследования скважин. Понятие о контроле за разра­боткой месторождения.

 

Комплекс промыслово-гидродинамических исследований добывающих и нагнетательных скважин направлен на решение следующих задач:

Оценка и обоснование гидродинамических параметров и продуктивной характеристики скважин и пластов;

Изучение гидродинамической связи по разрезу и площади;

Оценка состояния призабойной зоны пласта;

Оценка эффективности мероприятий по повышению или восстановлению производительности скважин;

Контроль энергетического состояния залежи;

Анализ процесса выработки пластов по площади и разрезу.

Контроль технологических параметров работы добывающих и нагнетательных скважин (замер дебита, приемистости, буферного и затрубного давлений, отбор устьевых проб для определения процента содержания воды и механических примесей) осуществляется удовлетворительно.

Замер дебитов скважин производится в автоматическом режиме на АГЗУ «Спутник».

Замер приемистости нагнетательных скважин осуществляется расходомерами или счетчиками СВУ и СВН на общем водоводе в автоматическом режиме по группе скважин.

Замеры буферного и затрубного давлений осуществляются манометрами, устанавливаемыми на устьевой арматуре.

Для контроля над энергетическим состоянием залежи во всех возможных случаях производятся замеры пластового давления глубинными манометрами типа МГН. В нагнетательных скважинах при условии герметичности устьевого оборудования, пластовое давление определяется путем пересчета статического устьевого давления, замерного образцовым манометром с классом точности не ниже 0,4. В скважинах механического фонда пластовые забойные давления определяются расчетным путем по замеренным значениям динамического и статического уровней.

Оценка возможностей добычи, гидродинамических параметров пластов и контроль их изменений производится путем исследования скважин на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации.

Исследования на установившихся режимах фильтрации, включают работу скважин минимум на трех режимах при прямом и обратном ходе исследований. Время работы на каждом режиме менее трех суток.

Исследование скважин методом установившихся отборов проводится по всем новым скважинам не позже двух месяцев после выхода из бурения. По действующим скважинам до и после работ, связанных с изменением состояния призабойной зоны, и систематическим по скважинам опорной сети.

Исследования скважин методом восстановления (падения) давления проводятся в виде разовых по всем новым добывающим, нагнетательным скважинам и при ремонтных работах, связанных с изменением состояния призабойной зоны пласта, и систематически по действующим скважинам опорной сети.

Исследования не переливающих добывающих скважин (мех. фонд) проводятся методом прослеживания уровней. Кривые восстановления уровней (КВУ) обрабатываются методами В. Вагина, А. Богачева, С. Вольнина, Л. Ломакина. Различные методики обработки предполагают различное время восстановления уровня, отсюда значительные расхождения получаемых результатов. Достоверные значения выбираются путем анализа с учетом фактических показателей работы скважин.

Результаты исследования скважин, оборудованных датчиками, на различных режимах при разной обводненности, позволяют уточнить скорость звука в затрубном пространстве, среднюю плотность жидкости от устья до приема насоса и от приема до забоя.

Методика обработки КВУ позволяет определить продуктивность скважины и гидропроводность пласта.

Система разработки залежи – совокупность мероприятий, обеспечивающих научно обоснованное управление процессом извлечения нефти из недр. Система должна учитывать технико-экономические показатели, схему расположения скважин, их число, режим работы и возможность наиболее полного отбора нефти. Система должна обеспечить контроль регулирования процесса разработки месторождения с учетом получения новых сведений о пласте, полученных в результате разбуривания и эксплуатации залежи. При заданной добыче нефти по залежи та или иная система может обеспечить определенное число издержек на 1 ед. добычи нефти при возможно наиболее полном использовании промышленных запасов. В результате геологического изучения месторождения должны быть установлены: 1) геометрия пласта (структура, мощность, протяженность и т.д.); 2) режим работы пласта, границы области питания; 3) начальное Рпл, допустимое Рзаб в добывающей скважине; 4) физ. св-ва породы (пористость, карбонатность, трещиноватость); 5)физ.-хим. св-ва ж. и г. (плотность, вязкость, упругость, Рнас); 6) насыщенность породы нефтью, кол-во остаточной, связанной воды, коэф-т нефтеотдачи; 7) т-ра пласта и ее изменение.

 

 

3.ГЗУ «СПУТНИК», НАЗНАЧЕНИЕ. УСТРОЙСТВ О

ГЗУ предназначена для сбора жидкости со скважин и замера дебита скважин. ГЗУ состоит из 2 блоков - технологического и КИП.

Технологический блок: ПСМ - переключатель скважин многоходовой, подводящий, замерный трубопроводы, сборный коллектор, гидроциклонный сепаратор, клапаны

- гидравлический и ППК - предохранительный клапан, манометры, счётчик типа ТОР или СКЖ, запорные арматуры.

Блок КИП: пульт автоматики, телемеханики, питания и передачи, данных счётчика, регистрирующие и счётные устройства.

 

4. ТРЕБОВАНИЯ К ОГРАЖДЕНИЯМ ДВИЖУЩИХСЯ ЧАСТЕЙ

СКАЖИН.

Все потенциально опасные места объектов нефти, газодобычи должны иметь ограждения закрывающие доступ к ним со всех сторон. Высота пе рильных ограждений должна быть не менее 1,25 метра, для приводных ремней 1,5 метра. Высота нижнего пояса ограждения должна равняться 15 см, промежутки между отдельными поясами должна быть не менее 40 см. Расстояние между осями смежных стоек должна быть не более 2.5 метров. Перильные ограждения для закрытого доступа к движущимся частям оборудования и механизмов, устанавливают на расстояние более 35 см от опасной зоны. Сетчатые - на расстоянии менее 35 см. Для приводных ремней с внешней стороны обоих шкивов на случай разрыва ремня устанавливаются металлические лобовые щиты. Сплошные ограждения используются для ограждения: ременных, ценных передач, вращающихся частей (валы насосов).

Сетчатые не менее 1,8 метра

Размеры ячейки 30х30 мм

 

5.Оказание первой помощи при химическом ожоге.

 

При ожогах концентрированными кислотами (серной, азот­ной, соляной) пораженное место должно быть немедленно тщатель­но промыто обильной струёй воды в течение 10—15 минут. После этого пораженное место следует промыть 5-процентным раствором марганцовокислого калия, или 10-процентным раствором питьевой соды (одна чайная ложка на стакан воды).

При попадании кислоты или ее паров в глаза и полость рта необходимо произвести промывание или полоскание пораженных мест 5-процентным раствором питьевой соды, а при попадании кислоты в дыхательные пути—дышать распыленным при помощи пульвери­затора 5-процентным раствором питьевой соды.

При ожоге едкими щелочами (каустической содой, негаше­ной известью) пораженное место следует тщательно промыть обиль­ной струёй воды в течение 10—15 минут, затем—слабым раствором уксусной кислоты (3—6% по объему) или раствором борной кислоты (одна чайная ложка на стакан воды). После этого пораженные места необходимо покрыть марлей, пропитанной 5-процентным раствором уксусной кислоты. При попадании едкой щелочи или ее паров в гла­за и полость рта промывания пораженных мест следует производить 2-процентным раствором борной кислоты.

 

 

Билет № 4

1.Оборудование устья скважин насосных скважин.

 

Оборудование устья скважин всех типов предназначено для герметизации затрубного пространства, отвода продукции скважины, а также для проведения технологических операций, ремонтных и ис­следовательских работ. Оно комплектуется в зависимости от способа эксплуатации скважин.

Оборудование устья штанговой насосной скважины включа­ет колонный фланец 1, планшайбу 2 с подвешенными к ней насосно-компрессорными трубами 3. В верхнюю муфту 4 труб ввинчи­вают тройник 5 для отвода нефти (в горизонтальной плоскости), а также для вывода наружу устьевого штока 7, связывающего через канатную подвеску насосные штанги с головкой балансира станка-качалки. Мес­то выхода устьевого штока из тройника герметизировано с помощью сальника 6, набивку которого уплотняют крышкой 8 и пружиной. Рис. Оборудование устья скважины, эксплуатируемой погружным штанговым насосом:

1 - колонный фланец; 2 - планшайба; 3 - насосно-компрессорные трубы; 4 - верхняя муфта; 5 - тройник; 6 - сальник; 7 - устьевой шток; 8 - крышка

 

 

2. СОСТАВ И ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ.

Нефть состоит из сложной смеси углеводородов: С₁ - С₅ - газы; С₆ - C₁₅ - жидкости;

C₁₆ - и выше твердые вещества. Углерод 82-87%, водород 11-15%, серы 1-7%. Нефть темная масляная жидкость, плотностью 0,75-1,0 г/см со специфическим запахом, не растворяется в воде, образует эмульсии, не проводит электрический ток, горюч. В зависимости от содержания серы, нефть подразделяется: 1) сернистое 0,5-2%, 2) высокосернистое более 2%, нефть от желтого до черного цвета.

ПДК Предел взрываемости

Сероводород 10 мг/м³ Сероводород ниж. 4,3%

Углеводород 300 мг/м³ верх 45,5%

В смеси 3 мг/м³ Углеводород ниж. 1%

верх. 18%

 

3.Марки маслозаправщиков для заправочно-смазочных работ на СКН и их редукторах, а также другой технике промыслов.

Подшипники валов редуктора			Через 6 месяцев
Зацепление редуктора	И-20А ГОСТ 20199-75	Трансмиссионная северная ТС-10-ОТП ТУ-1001148-77

 

 

4.Правила пользования персональными приборами (контроль за на­
личием напряжения в электросетях и приборах, содержанием сероводорода в воздухе).

Универсальный газовый переносный индикатор УГ-2 предназначен для определения в воздухе малых содержаний окиси углерода, ацетилена, сернистого ангидрида, паров ксилола и этилового эфира. В прибор для определения любого из этих компонентов вставляется предназначенная для каждого из них индикаторная стеклянная трубка, заполненная соответствующим порошкообразным

123Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: