Обслуживание трубопроводов.

Внешний осмотр 1 раз в сутки. Осмотр включает в себя проверку состояния сварочных швов, фланцевых соединений, герметичность соединений, состояние опор, компенсирующих устройств запорной арматуры.

Ревизия один раз в 4 года. Ревизия включает в себя внешний осмотр: простукивание, просвечивание, проверка резьбовых соединений, дефектоскопию.

 

3.Какой агрегат применяется для технического обслуживания и текущего ремонта групповых замерных установок и дожимных насосных станций и дру­гих подобных установок?

 

 

4. Меры безопасности при работе в колодце.

 

1. Эти газоопасные работы проводятся по наряд - допуску под руководством ИТР (инженерно - технических работников).

2. Бригада из трех человек: один работающий, два наблюдающих (в том числе и ИТР).

3. При работе должен быть при себе шланговый противогаз, спасательный пояс с сигнальной веревкой.

4. Время работы - 15 мин., время отдыха не менее 15 мин.

5. Наблюдатель - снаряжение такое же, как и у работающего - следит за состоянием шланга, воздуходувкой, держит в руках сигнальную веревку, следит за работающим.

6. Внутри работать разрешается одному, а при необходимости и вдвоем. Это указать в наряд - допуске с дополнительными мерами безопасности. При этом на каждого работающего - один наблюдающий и ИТР.

7. Применять светильники напряжением до 12В, при этом нужно включать и выключать.

8. Женщины не допускаются.

 

2. Правила выполнения искусственного дыхания.

 

Искусственным дыханием называется ритмичное вдувание воздуха из сво­их легких в рот или нос пострадавшего.

Для проведения искусственного дыхания больного немедленно вынесите из зоны поражения, уложите на спину, расстегните ворот и пояс и другую стесняющую дыхание одежду.

При оказании помощи:

встаньте сбоку пострадавшего;

подложите одну руку под его тело;

другой рукой, как можно больше, запрокиньте его голову назад. При
этом корень языка отходит от задней стенки гортани и открывает доступ
воздуха в дыхательные пути.

Подбородок сильно приподнимается, открывается рот. Чтобы закрепить го­лову пострадавшего в таком положении, подложите под голову валик из оде­жды. Если во рту есть слизь, рвотные массы, удалите их платком или чистой тряпкой. Проверьте, нет ли во рту больного посторонних предметов: зубных протезов, мундштука и других. Удалите эти предметы.

После этого приступайте к вдуванию воздуха рот в рот или в нос по­страдавшего.

Не забудьте одной рукой удерживать его голову в запрокинутом по­ложении, а другой удерживайте рот полуоткрытым. Запомните последо­вательность вдувания:

глубоко вдохнуть;

плотно прижать свой рот через платок ко рту пострадавшего.

плавно выдохнуть.

Примечание: нос пострадавшего в момент выдоха зажмите.

1.После выдоха немного отстранитесь от больного, разожмите его нос;

2.Сделайте глубокий вдох.

3.Снова повторите весь цикл в той же последовательности. Следите при этом за расширением и опусканием грудной клетки. Вдувайте воздух с часто­той собственного дыхания, через каждые 5-6 секунд.

Если челюсти пострадавшего плотно стиснуты или при вдувании воздуха через рот пострадавшего его грудная клетка не расширяется, то вдувайте воз­дух в нос.

Если больной сделал вдох и выдох, прекратите искусственное дыхание, уложите его удобнее и следите за его дыханием:

Если пострадавший вдруг прекратил самостоятельные вдохи и выдохи, искусственное дыхание возобновите (искусственное дыхание следует проводить до появления явных признаков смерти или до прибытия врача).

 

 

Билет 14

1. Монтаж и эксплуатация УЭЦН.

 

Работу по спуску погружного агрегата в скважину выполняют в следующем порядке: - Двигатель соединяют с гидрозащитой и насосом на устье скважины в такой последовательности. Надевается монтажный хомут на компенсатор, поднимают его с мостков и спускают в скважину до посадки хомута на фланец эксплуатационной колонны. Затем снимают крышку компенсатора, надевают хомут на двигатель, приподнимают его над устьем скважины и снимают нижнюю транспорти-ровочную крышку. Далее соединяют двигатель с компенсатором, вывинчивают пробку и открывают на 3-4 оборота перепускной клапан двигателя. Затем вновь завинчивают пробку и снимают хомут с компенсатора, спускают двигатель в скважину до посадки хомута на фланец эксплуатационной колонны. После этого снимают крышку кабельного ввода двигателя, промывают контакты сухим трансформаторным маслом и замеряют сопротивление изоляции двигателя и кабеля. Оно должно быть не менее 10 Ком.

После этого отворачивают пробку двигателя и через штуцер маслонасоса прокачивают масло, до перелива его через отверстие в колодке кабельного ввода, соединяют муфту кабеля с колодкой токоввода двигателя и устанавливают на место крышку. Затем испытывают на герметичность кабельный ввод и фланцевое соединение двигателя с компенсатором при давлении масла 10 атм, в течении 5минут. Далее проверяют вращение вала двигателя, вала протектора, а также посадку шлицевой муфты на валы двигателя и протектора и соединяют их. Вывинчивают пробку протектора и через клапан в головке двигателя закачивают трансформаторное масло. Затем испытывают на герметичность при давлении 2 атм в течении 10 мин.

Далее, погружной агрегат приподнимают над устьем скважины, вывинчивают пробку из компенсатора, открывают перепускной клапан компенсатора и вновь заворачивают пробку. Затем кратковременно включают двигатель, для определения правильности направления вращения вала. После этого погружной насос соединяют с первой трубой НКТ, под которой монтируют спускной клапан. Спуск НКТ с погружным насосом не отличается от спуска труб при обычном ремонте скважины. Разница заключается в том, что одновременно и параллельно с НКТ спускают кабель, который крепят к трубам с помошью металлических хомутов с пряжкой. При этом необходимо следить за тем, чтобы кабель не закручивался вокруг труб, что может вызвать осложнения. Скорость спуска погружного насоса не должна превышать 0,25 м/сек. После спуска ЭЦН, собирают устьевое оборудование.

Подъем и демонтаж ЭЦН проводится в обратном порядке.

 

2. Какое оборудование устанавливается на устье фонтанной скважины?

 

Оборудование фонтанной скважины должно обеспечивать герметизацию и разобщение межтрубного пространства, спуск НКТ, направление продукции скважины в замерные установки и полное закрытие скважины. Это оборудование состоит из коллонной головки и фонтанной арматуры с манифольдом.

Колонную головку устанавливают при бурении скважины.С ее помощью укрепляют устье скважины и подвешивают спущенные в нее обсадные колонны. При бурении, проведении ремонтных работ, на колонной головке устанавливают противовыбросовое оборудование, при эксплуатации фонтанную арматуру.

По ГОСТу фонтанную арматуру изготавливают на рабочие давления: 7; 14; 21; 35; 70; 105. МПа.

Фонтанная арматура собираестся из толстостенных стальных тройников, крестовин, патрубков, задвижек и состоит из двух частей.

Трубная головка предназначена для подвески фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства, а также для подачи через ее боковое отверстин в кольцевое пространство между трубами воды, нефти, газа или воздуха при возбуждении фонтана. Трубная головка своим нижним фланцем присоеденяется к верхнему фланцу колонной головки.

Фонтанная ёлка – верхняя часть фонтанной арматуры – устанавливается на трубную головку. Ёлка предназначена для контроля и регулирования работы скважины, для напрвления фонтанной струи по тому или иному выкиду в газосепаратор, а при необходимости и для закрытия фонтана.Фонтанная ёлка состоити из двух тройников, шести-семи задвижеки буфера.Ёлки бывают с двумя или тремя боковыми отводами – выкидами. Верхний выкид – всегда рабочий, нижние запасные. По запасным выкидам пускают фонтанную струю при смене штуцеров или ремонте и замене распололженных выше деталей ёлки.

Для скважин с высоким давлением (300-500 кг/см²) фонтанная арматура комплектуется большим числом задвижек.

Арматуру выбирают в зависимиости от условий фонтанирования. Так, при недостаточной прочности может быть повреждение (авария) и, как следствие этого – открытое фонтанирование. При очень высоких давлениях рекомендуется укреплять арматуру стяжными болтами, закрепленными в бетонный фундамент.

 

3. Обслуживание оборудования реагентного хозяйства. Подача деэмульгаторов и химреагентов в нефтяную эмульсию.

 

Присутствие деэмульгатора обуславливает коалесценцию эмульгированных капель пластовой воды и разрушение водонефтяной эмульсии. В результате снижается вязкость добываемой продукции за счет расслоения жидкости на нефть и воду. Появление свободной воды в скважине ведет к коррозии глубинного оборудования. Поэтому применяемые реагенты должны совмещать свойства деэмульгаторов и ингибиторов коррозии. Отечественные деэмульгаторы типа Дипроксамин‑157, Реапон, ДИН, применяемые на промыслах Татарстана, — это реагенты двойного действия, импортные — Дисолван, Сепарол, — ингибированные деэмульгаторы.

Деэмульгаторы подаются на прием насоса при помощи глубинных дозаторов типа ГГД, ДСИ, и в затрубное пространство устьевыми дозаторами УДС, УДЭ

 

4. Требование правил безопасности к ручному слесарному инструменту (молоток, кувалда, зубило, секач, ключи гаечные, рожковые, торцевые, накидные и т.п.)

 

Ручной слесарный инструмент повседневного применения должен быть закреплен за рабочими для индивидуального или бригадного использования и должен быть исправным. Инструмент на рабочем месте должен быть расположен так, чтобы исключалось возможность его скатывания или падения. Размеры зева (захвата) гаечных ключей не должны превышать размеров головок болтов (грани гаек) более чем на 0,3 мм. Рабочие поверхности ключей не должны иметь сбитых скосов, а рукоятки -- заусенцев. На рукоятке должны быть указаны размеры ключей. Бойки молотков, кувалд должны иметь гладкую, слегка выпуклую поверхность, без укосины, сколов, выбоин, трещин и заусенцев. Рукоятки молотков, кувалд и другого инструмента должны изготовляться из сухой древесины твердых лиственных пород (береза, дуб, клен, ясень, рябина и т.д.) без сучков косослоя или из синтетических материалов.

Ломы должны быть прямыми, с оттянутыми и заостренными концами. Инструменты ударного действия (зубила, крейцмейстер, бородки, просечки, керны и прчие) должны иметь гладкую затылочную часть без трещин, заусенцев, наклепа, и скосов, На рабочем конце не должно быть повреждений. Длина инструмента должна быть не менее 150 мм. При работе клиньями или зубилами с помощью кувалд, должны применяться клинодержатели с рукояткой, длиной не менее 70 см.

 

 

5. Оказание первой помощи при обморожении.

 

Обморожением называется местное повреждение тканей организма под воздействием холода. Очень важно своевременно заменить начальные признаки обморожения: появление чувства холода в пораженном месте, нерезкая боль, легкое жжение.

При первой степени обморожения (побледнение кожи) пораженное место разотрите чистой ладонью или чистой шерстяной или фланелевой тряпкой до покраснения. Растирать обмороженные части тела снегом нельзя, так как в снегу попадаются льдинки и песчинки, которые могут поранить кожу постра­давшего и вызвать инфекцию с последующим нагноением.

В помещении обмороженную конечность поместите в тазик или ведро с водой комнатной температуры. Эту воду заменяйте более теплой, доводя до температуры тела.

После того, как обмороженное место покраснеет, смажьте его жиром (маслом, салом, борной мазью) и завяжите теплой повязкой - фланелевой, су­конной или шерстяной.

После перевязки обмороженную руку или ногу держите приподнятой - это уменьшает боль и предупреждает осложнения.

При более сильных обморожениях, пораженный участок тела смажьте спиртом и наложите сухую обеззараженную повязку. Самого пострадавшего направьте в больницу.

Во всех случаях обморожения дайте пострадавшему горячие чай, кофе, пи­щу.

Билет 15

1. Борьба с отложениями парафина скважин, оборудованных ШСНУ.

 

Осложнения, вызванные отложением парафина, устраняют различными методами.

1. Периодической тепловой обработкой скважины, обычно закачкой пара в межтрубное пространство от передвижной паровой установки (ППУ) без остановки работы станка-качалки. Перегретый пар и конденсирующаяся из него горячая вода прогревают НКТ, парафиновые отложения расплавляются и потоком жидкости уносятся в нефтесборный коллектор.

2. Закачкой в межтрубное пространство различных растворителей (керосин, солярка, нестабильный бензин). Попадая через насос в трубы, растворитель омывает внутреннюю поверхность НКТ и смывает парафин.

3. Прикреплением к колонне штанг пластинчатых скребков, на расстоянии друг от друга, равном ходу полированного штока. В этом случае штанги медленно вращаются (на заворот) с помощью специального механизма - штанговращателя, укрепляемого на канатной подвеске.

4. В настоящее время для предотвращения отложения парафина на внутренних стенках НКТ в насосных (а также и в фонтанных и газлифтных) скважинах применяют остеклованные трубы, т. е. трубы, внутренняя поверхность которых покрыта слоем стекла толщиной около 1 мм. Это существенно снижает интенсивность запарафинивания труб. Однако при разрушении стеклянной поверхности труб от ударов и особенно в искривленных скважинах их применение приводит к частым заклиниваниям плунжера стеклянной крошкой.

5. Наиболее радикальным средством борьбы с парафином является извлечение из скважины штанг и труб и их пропарка и очистка на поверхности с помощью паровой передвижной установки.

 

2. Эксплуатация скважин с помощью погружных центробежных элект­ронасосов.

 

Обслуживание включает в себя 1) пуск; 2) эксплуатация; 3) остановка насоса.

При обслуживание необходимо: ежедневно проводить замер подачи насоса и контролировать состояние электрооборудования; проверять заземление электрооборудования. Следить за тем, чтобы настройка максимальной и минимальной защит станций управления всегда соответствовала режиму работы установки: проверять, подтягивать, набивать сальники только при остановленном насосе, ставить на ручное управление, на СУ вывешивать плакат " НЕ ВКЛЮЧАТЬ! РАБОТАЮТ ЛЮДИ! ".

 

 

3. Методы поддержания пластового давления.

Применяют для того, чтобы поддержать затухающую энергию пласта, а следовательно повысить давление пласта.

Различают следующие методы ППД: законтурные, приконтурные, внутриконтурные, очаговые, избирательные, блочные и площадные.

1) Законтурное заводнение применяют при разработке небольших залежей для пластов сложенных из однородных пород. Нагнетательные скважины устанавливают за внешним контуром неефтеносности.

2) Приконтурное заводнение при небольших залежах с плохими коллекторными свойствами. Нагнетательные скважины располагаются в зоне нефтеносности в районе внешнего контура.

3) Внутриконтурное заводнение применяют при разработке больших месторождений. Подразделяется на следующие способы:

1) Площадные - это разрез залежей рядами нагнетательных скважин, линейными или круговыми.

2) Избирательное - при разработке неоднородных пластов. Нагнетательные скважины располагаются исходя из экологических особенностей пласта.

3) Очаговые - как дополнение к существующей системе. Расположение скважин имеет нерегулярный характер.

 

 

3. Методы повыше­ния нефтеотдачи пластов.

 

В связи с отложением в призабойной зоне пласта солей, тяжёлых углеводородов частично породы уменьшается проницаемость пласта. Из-за изменения условий в пласте нефть плохо проникает к скважинам, поэтому в процессе снижения дебита скважин необходимо производить мероприятия по увеличению проницаемости и повышении нефтеотдачи пласта. Для увеличения проницаемости в ПЗП проводят:

1. Кислотная обработка: соляной или серной кислотой.

2. Тепловая обработка: промывка горячими углеводородами.

3. Гидроразрыв пласта - закачка в пласт под высоким давлением смесь песка с водой.

4. Обработка реагентами - вещества взаимодействующее с частицами породы, улучшающие вымывающие свойства нефти или уменьшающие смачиваемость породы и др.

Современные методы увеличения нефтеотдачи пластов.

1. Тепловые методы: паротепловые воздействие, внутри пластовое горение, регулирование теплового баланса пласта (закачка горячей воды) пароциклическое воздействие.

2. Газовые методы: воздействие двуокисью углерода, углеводородными газами, азотом или дымовыми газами.

3. Физико-химические методы: вытеснение нефти раствором полимеров, композициями ПАВ, водными растворами ПАВ, щелочными растворами, воздействие кислотами углеводородными растворителями, микроорганизмами, системное воздействие.

4. Гидродинамические методы: циклическое воздействие, изменения фильтрационных потоков, вовлечение в разработку недренируеиых запасов нефти, форсированный отбор жидкости и оптимизация перепада давления, барьерное заводнение.

 

 

4. Правила выполнения непрямого массажа сердца.

Непрямой или наружный массаж сердца

Для проведения непрямого (наружного) массажа сердца необходимо уло­жить пострадавшего спиной на жесткую поверхность (низкий стол, пол), снять по­яс, подтяжки, обнажить грудную клетку. Оказывающий помощь должен встать с какой-либо стороны пострадавшего и занять такое положение, при котором возмо­жен значительный наклон над ним. Если пострадавший уложен на столе, нужно встать на низкий стул, а если на полу, то встать на колени.

Определив положение нижней трети грудины, оказывающий помощь кладет на нее ладонь разогнутой до отказа руки, затем поверх нее кладет вторую руку, и надавливает на грудную клетку пострадавшего, слегка помогая при этом наклоном своего корпуса.

Надавливать на грудину следует примерно один раз в секунду быстрым толчком так, чтобы продвинуть нижнюю часть грудины вниз в сторону позвоноч­ника на 3-4 см, а у полных людей - на 5-6 см. После толчка руки остаются в дос­тигнутом положении примерно треть секунды, затем их снимают с грудной клетки, давая ей возможность расправиться.

Одновременно с массажем сердца должно выполняться искусственное ды­хание. Вдувание воздуха следует производить в промежутках между надавливани­ем на грудную клетку во время специальной паузы, через каждые 4-6 надавлива­ний.

Если оказывающий помощь один, то он обязан чередовать операции: на 2-3вдувания воздуха должен производить 4-6 надавливаний на грудную клетку.

О восстановлении деятельности сердца судят по появлению у у него собст­венного, не поддерживаемого массажем регулярного пульса. Для проверки пульса на 2-3 секунды прерывают массаж.

Билет 16

1.Типы скважинных штанговых насосов и условия их применения.

Насосы разделяются на вставные и невставные. Основные их особенности состоят в следующем.

Невставные насосы. Цилиндр спускается в скважину на насосных трубахбезплунжера. Плунжер спускается отдельно на насосных штангах. Плунжер вводится в цилиндр вместе с подвешенным к плунжеру всасывающим клапаном. Чтобы плунжер довести до цилиндра насоса без повреждений через трубы, последние должны иметь внутренний диаметр больше наружного диаметра плунжера (примерно на 6 мм). Для извлечения невставного насоса в случае замены или ремонта необходимо сначала извлечь штанги с висящим на их конце плунжером, а затем насосные трубы с висящим на их конце цилиндром.

Вставные насосы. Цилиндр в сборе с плунжером и клапанами спускается на штангах. В этом случае на конце насосных труб заранее устанавливается специальное посадочное устройство – замковая опора, на которой происходит посадка и уплотнение насоса. Для извлечения вставного насоса в случае ремонта достаточно извлечь только штанги, вместе с которыми извлекается весь насос.

Поскольку при вставном насосе через трубы данного диаметра пропускается не только плунжер, но и цилиндр вместе с кожухом, то диаметр плунжера вставного насоса должен быть намного меньше трубного. Поэтому подача вставного насоса при трубах данного диаметра всегда меньше подачи невставного.

2.Газлифтная эксплуатация скважин. Какое оборудование устанавли­
вается при газлифтном способе добычи нефти?

Газлифтная скважина - это по существу та же фонтанная скважина, в которой недостающий для необходимого разгазирования жидкости газ подводится с поверхности по специальному каналу. Арматура, устанавливаемая на устье газлифтных скважин, аналогичная фонтанной арматуре и имеет то же назначение - герметизацию устья, подвеску подъемных труб и возможность осуществления различных операций по переключению направления закачивания газа, операций по промывке скважины и пр.

На газлифтных скважинах часто используется фонтанная арматура, остающаяся после фонтанного периода эксплуатации, но обычно применяется специальная упрощенная и более легкая арматура, поскольку возможные неполадки в ней не угрожают открытым фонтаном. Часто арматуру приспосабливают для нагнетания газа либо только в межтрубное пространство, либо в центральные трубы. Когда эксплуатация газлифтных скважин сопровождается интенсивным отложением парафина, арматура устья дополнительно оборудуется лубрикатором, через который в НКТ вводится скребок, спускаемый на проволоке для механического удаления парафина с внутренних стенок труб. Для борьбы с отложением парафина применяются и другие методы, как, например, остеклованные или эмалированные трубы, на гладкой поверхности которых парафин не удерживается и уносится потоком жидкости. На устье газлифтных скважин устанавливается регулирующая аппаратура - обычно клапан-регулятор давления с мембранным исполнительным механизмом, регулирующим давление после себя, для поддержания постоянного давления нагнетаемого в скважину газа, так как в магистральных линиях часто наблюдаются колебания давления, нарушающие нормальную работу скважин, а иногда вызывающие и их остановку. В системах централизованного газоснабжения регуляторы давления, различные расходомеры, а также запорная арматура устанавливаются на газораспределительных пунктах (ГРП). При такой централизации контроля и управления за работой газлифтных скважин улучшается надежность и качество их обслуживания.

 

3.Сведения о винтовых и диафрагменных электронасосах.

ЭВН относятся к типу объёмных насосов. Во время работы винт вращается вокруг своей оси, одновременно ось совершает вращение по окружности. Свободные пространства м/у винтом и обоймой, кот. заполняет ж., изолированы одно от другого вследствии непрерывности линии соприкосновения винта от обоймы. Вращаясь в осевом направлении винт выталкивает ж. из камер. В двухвинтовых насосах ж. ч/з фильтр поступает на прием винтам отдельно, винты расположены навстречу друг другу, что обеспечивает разгрузку вала от осевых усилий и снижает осевое давление на подшипники. Скважинная ж. ч/з фильтры поступает в полости образуемые винтом и обоймой и, выталкивается в НКТ. Насос снабжается муфтой обеспечивающей включение вала насоса в работу после набора номинальной частоты вращения вала эл.двигателя. Шарнирная муфта компенсирует эксцентриситет валов двух насосов, а предохранительный клапан исключает движение ж. их НКТ ч/з насос и его обратное вращение. Схема:

Основной рабочий орган винтового насоса со­стоит из двух стальных полированных и хромированных однозаходных винтов 2 и 4 с плавной нарезкой, вращающихся в резинометаллических обоймах 1 и 5, изготовленных из нефтестойкой резины особого состава.

Рис. 1. Винтовой насос с двумя уравновешенными ра­бочими органами

Внутренняя полость обойм представляет собой двухзаходную винтовую поверхность с шагом в два раза больше, чем шаг винта. Винты соединены с ПЭДом и между собой валом с про­межуточной эксцентриковой муфтой 3. Оба винта имеют одина­ковое направление вращения, но один винт имеет правое на­правление спирали, а другой — левое. Поэтому верхний винт подает жидкость сверху вниз, а нижний — снизу вверх. Это поз­воляет уравновесить винты, так как силы, действующие на них от перепада давления со стороны выкида и приема, будут взаимно противоположны. Любое поперечное сечение стального винта есть правиль­ный круг, однако центры этих кругов лежат на винтовой линии, ось которой является осью вращения всего винта

Конструкция электродиафрагменных насосов.

Отличительной особенностью ЭДН является наличие резиновой диафрагмы, разделяющей откачиваемую жидкость и приводную часть насоса. Средством воздействия на диафрагму, вызывающим ее перемещение (колебание) может быть жидкость или механический толкатель. В обоих случаях диафрагма создает эффект всасывания и нагнетания, вызывающее поступление и выброс добываемой жидкости. Отделение привода от добываемой жид-т исключ попадание в полость эл.двиг обводн.нефти, что повышает надежность насоса.Насос состоит из: -электродвигателя -1, навал которого останавливается ведущая коническая шестерня -2. От нее крутящий момент передается на эксцентрик - 3, воздействующий на плунжер - 4. Плунжер передает давление на жидкость, наполняющую камеру - А, последняя воздействует на диафрагму - 6. В верхний диафрагменной части насоса установленный всасывающий и нагнетательный - 8 клапаны. Клапан В предназначен для сброса излишнего давления из камеры А.Коэффициент полезного действия 0,4-0,45 подача до 16 мЗ/сут и более. Наиболее нагруженными частями агрегата являются редуктор, диафрагма и клапаны. УЭДН –предназначен для экспл малодебтных скв,с пескопроявлением,с искривленн и наклонн стволами и тд.лучше работает на газе, менее реагирует на вязкость и механические примеси. Схема.

 

4. Работы по определению негерметичности обсадных колонн.

Состояние колонны и фильтровой части скважины, местонахождение и состояние оставшихся в скважине НКТ, штанг, насосов и

других посторонних предметов устанавливают печатями – специальными устройствами, корпус которых покрыт свинцовой оболочкой толщиной 8 – 10 мм.

- Плоская печать применяется для определения глубины находящегося в скважине аварийного подземного оборудования, состояния его концов и переходных воронок обсадных колонн.

-- Конусная печать применяется для получения отпечатков стенки эксплуатационной колонны, фильтровой части, участков сложных нарушений, смятий, трещин и т.п.

Свинцовую оболочку конусной печати изготавливают так, чтобы диаметр широкой части был бы на 6 – 10 мм меньше внутреннего диаметра обследуемой колонны.

-- Универсальная печать ПУ -2 в отличие от свинцовых,

Имеет алюминиевую оболочку и состоит из корпуса, зажимного устройства и переводника.

Печать спускают в скважину на бурильных и НКТ. Не доводя до верхнего конца обследуемого объекта, спуск печати замедляют, а при необходимости дальнейший ее спуск и посадку производят с ромывкой скважины. При этом сжимающая нагрузка, передаваемая на печать, должна составить 1,5 - 2 т, что вполне достаточно для получения довольно отчетливого оттиска на торце, верхнего конца оставшегося в скважине предмета. По оттиску можно получить представление о деформациях колонны и о форме и размерах находящегося в скважине предмета.

-- Гидравлическая печать ПГ-146-1 предназначена для обследования 146 мм эксплуатационных колонн. В трубы, на которых спускают печать в скважину, закачивают жидкость.

Проходя через отверстие, просверленное во внутренней трубе, жидкость попадает под резиновый элемент, который плотно прижимается к внутренней стенке колонны. Давление доводят до 12 кгс/см2 и выдерживают в течении 5 минут, затем давление уменьшают до атмосферного, а печать поднимают на поверхность.

К дефектам, которые можно исправить, относятся смятие и слом обсадной колонны. В зависимости от характера и длины смятой части, применяют тот или иной инструмент: -- оправочные долота, грушевидные и колонные конусные фрезеры.

Обычно работы начинают инструментом, диаметр которого на 4 -- 5 мм больше минимального диаметра в смятой части колонны. После спуска инструмента до необходимой глубины, начинают вращать его с помощью ротора при частоте его вращения 40 -- 80 об/ мин. По мере мере расширения места смятия, используют одно за другим оправочные долота с последовательным увеличением диаметра на 5 мм. Если при использовании оправочных долот не получают положительных результатов, и место смятия протирается, то участок смятия офрезеровывают грушевидными или колонными фрезами. Грушевидный фрезер спускают поочередно и поразмерно так, чтобы образовался свободный проход для пропуска шаблона под номинальный диаметр обсадной колонны. Выправленный участок изолируют от возможного проникновения посторонних вод и осыпания породы. Это достигается двумя способами: -- цементаж под давлением через дефект.

-- установкой металлических пластырей.

Если исправить дефект не удается, то спускают дополнительную колонну или «летучку». Если по каким либо причинам спустить колонну нельзя, скважину возвращают на вышележащие горизонты или производят зарезку и бурение второго ствола.

 

5.Воздействие на организм человека сырья, нефтепродуктов и реагентов. Меры предупреждения. Помощь пострадавшим от отравления.

Токсичные в-ва могут попасть в организм ч/з дыхательные пути, кожный покров, пищевод. Даже кратковременное вдыхание паров сернистых соединений может привести к замедлению пульса, понижению кровяного давл., потери сознания и смерти. Хим. в-ва попадая на кожу обезжиривают, сушат ее, вызывая зуд и красноту; вызывают растрескивание тканей, развиваются кожные заболевания. Попадая на слизистые оболочки они вызывают их поражение, а при длительном контакте – ожог. При попадании веществ на кожный покров его следует немедленно промыть проточной водой, мылом или др. нейтрализующими в-вами. При отравлении парами ядовитых в-ств пострадавшего следует вывести на свежий воздух. При отравлении ч/з пищевод следует сделать промывание желудка и ввести нейтрализатор яда (активированный уголь и т.д.). После оказания первой помощи следует доставить пострадавшего в мед. пункт или больницу.

 

Билет 17

1.Эсплуатация наклонных и искривленных скважин.

При работе насосных установок в наклонных скважинах наблюдается истирание насосных труб и штанг вплоть до образования длинных щелей в трубах или обрыва штанг. Для уменьшения подобных осложнений применяются штанговращатели, а колонна штанг оборудуется специальными муфтами-вставками, снабженными роликами, которые могут перекатываться по внутренней поверхности труб, не допуская соприкосновения тела штанги или муфты с трубой.

На искривленных и наклонных участках скважины целесообразно применение штанг с центраторами

2.Токсические свойства газа. Понятие о взрывчатых смесях. Взрыво­
опасные смеси метана и других компонентов нефтяного газа с воздухом.

В нефтяной промышленности широко применяются вещества, которые могут быть отнесены к вредным. Вредным является такое вещество, которое при контакте с организмом человека может вызвать производственные травмы, профессиональные заболевания или отклонения состояния здоровья. Вредными веществами могут являться: сырьевые, промежуточные, конечные продукты производства, в том числе и нефтяные газы установок подготовки нефти. По степени воздействия на организм человека вредные вещества подразделяются на 4-ре класса опасности:

1) чрезвычайно опасно.

2) Высоко опасно.

3) Умеренно опасно.

4) Мало опасно.

Нефтяной попутный газ относится к четвертому классу (мало опасный). Попутный нефтяной газ попадая в органы дыхания вызывает удушающее и отравляющее действие на организм.

Взрывоопасные смеси создаются путем смешивания воздуха с нефтяным попутным газом.

Взрывоопасная смесь – это смесь горячих газов, паров, ЛВЖ (легкая воспламеняющаяся жидкость) с воздухом, кислородом или другими окислителями, которые при определенной концентрации (НПВ и ВПВ) способны взрываться при возникновении источника инициирования взрыва.

НПВ – это нижний предел взрываемости.

ВПВ – это верхний предел взрываемости.

В состав газа входят:

1) Газ Метан-НПВ-5%-ВПВ-15%

2) Этан-НПВ-3%-ВПВ-15%

3) Пропан-НПВ-2.3%-ВПВ-9.5%

3. Меры безопасности при замене ремней СК.

Проверить заземление, остановить качалку, поставить на ручной тормоз, повесить табличку, придвинуть электродвигатель. Смазать винт солидолом, снять кожух с решёткой передачи, снять и заменить оборванные ремни Должно быть не менее трёх ремней, всегда менять все ремни сразу. Натяжение ремня должно быть таким, чтобы при среднем надавливания провисание ремня было от 2 до 5 см. снять с тормоза и запустить СК.

 

4.Назначение и способы заземления электроустановок, защитная изо-­
ляция, защитные средства.

В качестве заземления для оборудования скважин с СК должны использоваться кондуктор или колонна скважины.

Кондуктор должен быть связан с рамой станка, не менее чем 2 стальными проводниками, приваренных к кондуктору и раме, площадка заземляется в 4 местах, СУ в 1 месте.

- Сечение каждого проводника должно быть не менее 48 мм2.

- Диаметр круглых заземлений должен быть 10 мм.

- Проводники, соединяющие раму станка-качалки, должны быть заглублены не менее чем на 0,5 м.

 

5.Оказание первой помощи при обмороке.

Причины. Острая сосудистая недостаточность наблюдается в виде обморока и коллапса. Повышенная чувствительность к боли. Переутомление. Тепловой и солнечный удар. Выраженные эмоции у некоторых людей при виде крови. Обморок на фоне приступа болей в грудине или в области сердца вызывает подозрение на инфаркт миокарда.

Симптомы. Головокружение. Ощущение внезапной тошноты. Потемнение в глазах. Потеря сознания. Похолодание конечностей. Учащение пульса. Бледность.

Неотложная помощь. Уложить больного на спину, подняв его выпрямленные ноги под углом 60-90 градусов. Дать вдохнуть нашатырный спирт (на ватке).

 

 

Билет 18

1.Борьба с вредным влиянием газа на работу штангового насоса.

 

Чаще всего возникают осложнения вследствие влияния газа на работу насоса, уменьшающего коэффициент наполнения цилиндра.

Из общей теории работы штангового насоса следует, что коэффициент наполнения зависит от газового фактора в условиях приема насоса и доли вредного пространства по отношению к объему, описанному плунжером. Величина R_ж в свою очередь зависит от газового фактора Го, растворимости газа в нефти α, давления на приеме насоса Р_пр, коэффициента сепарации m и обводненности продукции n. Такие величины, как обводненность, газовый фактор, растворимость газа, температура на приеме насоса, являются природными факторами и не поддаются изменению. Другие факторы, такие как давление на приеме, коэффициент сепарации и коэффициент вредн

⇐ Предыдущая123

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: