11-20билеты 6


Чтобы посмотреть этот PDF файл с форматированием и разметкой, скачайте его и откройте на своем компьютере.

20
.


1.
Балансирные
ск
-
О
собенностью балансирных станков
-
качалок является то, что задняя
часть балансира изогнута по форме и имеет больше постов на изогнутой ?части для
регулирования необходимого баланса.

М
омент баланса балансира регулируется подъемом и опусканием головки. Эффект
баланса путем изгиба вниз в сторону определенного угла ?задней части балансира
изменяет кривую баланса кривошипа, и кривая сложного вращающего момента
соответствует кривой нагрузки
?вращающего момента, достигая плавного и более низкого
пика эффективного вращающего момента, уменьшая номинальный вращающий момент
редуктора и электродвигателя, улучшая напряженное состояние частей конструкции и
сокращая потребление электроэнергии на более

чем 30%.

Станки
-
качалки

СК5
-
3
-
2500 и СК6
-
2,1
-
2500 отличаются друг от друга длиной переднего
плеча балансира; СК8
-
3,5
-
4000 и СК8
-
3,5
-
5600 различаются типоразмером редуктора и
мощностью электродвигателя.

Балансирный привод
1
-

рама; 2
-

стойка; 3
-

балансир;

4
-

головка балансира; 5
-

подвеска устьевого штока; 6
-

траверса; 7
-

шатун; 8
-

кривошип; 9
-

уравновешивающее
устройство с использованием грузов или пневматического аккумулятора; 10
-

редуктор; 11
-

приводной двигатель (электрический двигатель или двиг
атель внутреннего сгорания); 12
-

защитное ограждение; 13
-

верхняя площадка; 14
-

смотровая площадка
.

2.
Абсорбцией

называется процесс поглощения газа или пара жидким поглоти
-

телем (абсорбентом). Обратный процесс


выделение поглощенного газа из по
-

глотителя


называется десорбцией.

В промышленности абсорбция с последующей десорбцией широко применя
-

ется для выделения из газовых смесей ценных компонентов (например, для извле
-

чения из коксового газа аммиака, бензола и др.), для очистки технологическ
их и

горючих газов от вредных примесей (например, при очистке их от сероводорода),

для санитарной очистки газов

3
.

Подготовительные

работы включают в себя планировку площади, установку
фундаментов под буровую вышку и другое оборудование, прокладку технологических
коммуникаций, электрических и телефонных линий. Объем подготовительных работ
определяется рельефом, климатической и г
еографической зоной, экологической
обстановкой.

4
.

Освобождение пострадавшего
от действия тока можно осуществить несколькими
способами. Однако наиболее простой способ, который надо использовать в первую
очередь,
-

это быстрое отключение той части электроу
становки, которой касается человек.
Перерубывать или перекусывать провода необходимо пофазно, т. е. каждый провод в
отдельности. Иначе замыкание и ппц котенку))

При отделении пострадавшего от токоведущих частей рекомендуется действовать одной
рукой (рис .
7), держа вторую в кармане или за спиной. Можно также изолировать себя от
земли или токопроводящего пола, надев резиновые галоши либо встав на сухую доску или
другую, не проводящую электрический ток, подстилку.

Пользуясь сухой деревянной палкой, доской и д
ругими, не проводящими электрический
ток, предметами, можно отбросить провод, которого касается пострадавший

При помощи искусственного дыхания способом "изо рта в рот" или "изо рта в нос" и
непрямого массажа сердца. Если пострадавший дышит очень редко и су
дорожно, но у
него прощупывается пульс, то необходимо сразу же начать делать искусственное
дыхание. Не обязательно, чтобы при проведении иску
сственного дыхания
пострадавший
находился в горизонтальном положении.

Приступив к оживлению, следует позаботиться о
том, чтобы другой человек вызвал врача
или скорую медицинскую помощь.

5
.

До начала ремонтных
работ и размещения оборудования бригады КРС территория
куста и

скважина
, подлежащая ремонту, должны быть приняты мастером КРС по акту от
мастера ЦДНГ(ведущего инженера, начальника цеха), эксплуатирующего скважину.
При
наличии за
мазученности на территории куста и пропусках нефти и

газа

на соседних
скважинах скважи
на в

ремонт

не принимается.

-


Процесс подготовки кустовой площадки должен завершаться заполнением мастером

бригады КРС пускового паспорта, который подписывает комиссия. Комиссию возглав
ляет
начальник ЦКРС
или лицо, уполномоченное на это приказом по НГДУ. В работе

комиссии участвуют

представитель

ЦДНГ

(мастер, заместитель начальника, начальник

ЦДНГ), мастер бригады КРС, инженер по технике безопасности, представитель УТТ

{механик или начальник автоколонны).

-


При работе бригад КРС на кустах

скважин
,

оборудованных

УЭЦН, электрокабели,
попадающие в зону перемещения и монтажа оборудования бригад, должны быть
обесточе
ны, при необходимости сня
ты с эстакад и закрыты кожухами, обеспечивающими
со
хранность изоляции и безопасность работающего персонала. После монтажа
оборудования бригад скважины пускаются в работу.

-


Соседние с ремонтируемой скважиной эксплуатирующиеся ШГН могут быть
остановлены и
ли работать с соответствующими мерами предосторожности,
предусмотренны
ми планом работ, определенными руководством ЦДНГ и отраженными
записью в акте

приема

скважины

в ремонт.

-


При ремонте глубиннонасосных скважин на кусту с расстоянием между центрами
устьев 1,5м и менее соседняя скважина должна быть остановлена, при необходимости
заглушена.

-


Разрешается одновременная работа двух брига
д на одном кусте при условии:

-


расположения бригад (подъемных агрегатов) не ближе 9 метров друг от друга (при

расстоянии между осями скважин 3 метра агрегаты располагаются через 2 скважи
ны, при
расстоянии 5 метров


через 1 скважину между ними);

-


в сл
учае одновременной работы двух вахт одной бригады


назначение оператора

старшим по смене фиксируется мастером КРС записью в вахтовом журнале.


17

1.

Погружные

центробежные электронасосы предназначены для откачки из нефтяных
скважин, в том числе и наклонно
-
направленных, жидкость, воду, нефть, механические и
химические примеси, и наиболее целесообразно при эксплуатации нефтяных скважин с
большим дебитом.

Центробе
жный насос спускается в скважину под уровень жидкости на насосно
-
компрессорных трубах и приводится в действие расположенным под ним
электродвигателем, электроэнергия к которому подводится по специальному кабелю. Рас
положение приводящего двигателя непосред
ственно у насоса позволяет передавать ему
большие мощности.

Установка УЭЦН состоит из погружного насосного агрегата (электродвигателя с
гидрозащитой и насоса), кабельной линии (круглого плоского кабеля с муфтой кабельного
ввода), колонны НКТ, оборудования
устья скважины и наземного электрооборудования:
трансформатора и станции управления

2
.

Для переработки ловушечных нефтей

сооружена специальная опытно
-


промышленная установка, обеспечивающая разрушение и разделение стойких
(ловушечных) водонефтяных
эмульсий с получением товарного нефтепродукта.
Производительность установки по нефтепродукту составляет 5000 т в год.


Метод обработки основан на гидродинамической промывке нефтесодержащего сырья в
потоке промывной воды, содержащей соответствующий реагент,

с последующей
сепарацией полученной системы и разделением выделившихся продуктов при
отстаивании.


3.

Основные свойства горных пород

можно подразделить на следующие две группы:


Физические свойства


плотность, пористость, влагоемкость, теплопроводность,
проводимость звука, электрического тока и др.


Механические свойства


прочность, упругость, пластичность, крепость, твердость,
контактная прочность, абразивность.

Прочность


одно из основных механических свойств горных пород, она характеризует
их способн
ость в определенных условиях воспринимать те или иные силовые
воздействия, не разрушаясь.

Упругость


свойство горной породы восстанавливать свои первоначальные форму и
объем по прекращению действия внешних сил.

Пластичность в противоположность упругости


свойство породы сохранять остаточную
деформацию после прекращения действия внешних сил

Под

пористостью

горной породы понимается наличие в ней пор (пустот). Пористость
характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы.

Проницаемость

-

это
фильтрующий параметр горной породы, характеризующий её
способность пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления

4
.

Правила безопасности при газлифтной и фонтанной эксплуатации

.



Конструкция колонной головки, фонтанной арматуры, схемы их обвя
зки должна
обеспечивать оптимальные режимы работы скважины, герметизацию трубного,
затрубного и межтрубного пространства, возможность технологических операций на
скважине, глубинных исследований, отбора проб и контроля устьевого давления и
температуры.



Рабочее давление фонтанной арматуры должно быть не менее давления опрессовки
эксплуатационной колонны.



Опрессовку фонтанной арматуры в собранном виде до установки на устье следует
производить на пробное давление, предусмотренное паспортом, а после установк
и на
устье скважины
-

на давление опрессовки эксплуатационной колонны.

Результаты опрессовок оформляются актами.



В случае производства работ (гидроразрыв пласта, кислотные обработки, различные
заливки и т. д.), требующих давлений, превышающих допустимые, н
еобходимо
устанавливать на устье специальную арматуру, а эксплуатационную колонну
защищать установкой пакера.



Фонтанная арматура должна оснащаться заводом
-
изготовителем дросселями с ручным,
а по требованию заказчика
-

с дистанционным и (или) ручным управле
нием и
обеспечивать возможность замены манометров с использованием трехходового крана
без снижения давления до атмосферного.



При эксплуатации скважины с температурой на устье 200 С должна применяться
соответствующая фонтанная арматура, конструкция и термо
стойкость которой
обеспечивают безопасность технологического процесса и обслуживающего персонала.



Фонтанные скважины с дебитом 400

т/сут

нефти или 500 000

м/сут

газа и более,
расположенные на расстоянии менее 500 м от населенного пункта, оснащаются
внутрис
кважинным оборудованием (пакер и клапан
-

отсекатель, циркуляционный
клапан, станция управления и др.).

Газлифт



Газоконденсатные и газовые скважины должны оборудоваться автоматическим
клапаном
-

отсекателем, устанавливаемым на выкидной линии.

В процессе эк
сплуатации скважины клапан
-

отсекатель должен периодически
проверяться на срабатывание в соответствии с инструкцией завода
-
изготовителя.



Установка клапана
-

отсекателя и проверка его на срабатывание должны оформляться
актом.




На выкидных линиях и манифол
ьдах скважин, работающих с температурой рабочего
тела 80 С и более, необходимо устанавливать температурные компенсаторы.



Устранение неисправностей, замена быстроизнашивающихся и сменных деталей
фонтанной арматуры под давлением запрещаются. В отдельных слу
чаях (аварийные
ситуации и т. п.) эти работы могут производиться специально обученным персоналом
с использованием специальных технических средств.



После монтажа манифольда и соединения его с отводами фонтанной арматуры и
трубной головки производится гидрои
спытание системы на рабочее давление.



Станцию управления фонтанной арматуры газлифтной скважины следует
устанавливать на расстоянии 30
-
35 м от устья в специальном помещении, надежно
укреплять и заземлять. Температура в помещении должна обеспечивать безотка
зную
работу станции.



Воздухопроводы и кабели, соединяющие станцию управления с фонтанной арматурой,
должны быть проложены на эстакадах.



Перевод скважины на газлифтную эксплуатацию должен осуществляться в
соответствии с проектом и планом, утвержденным техни
ческим руководителем
предприятия.



Перед переводом скважины на газлифтную эксплуатацию эксплуатационная колонна,
устьевое оборудование и насосно
-
компрессорные трубы должны быть спрессованы на
максимальное (пусковое) давление.



Для обвязки скважины и
аппаратуры, а также для газопроводов при фонтанной и
газлифтной эксплуатации должны использоваться бесшовные стальные трубы,
соединенные сваркой. Фланцевые соединения допускаются только в местах установки
задвижек и другой арматуры.



Газораспределительные т
рубопроводы после монтажа должны быть продуты сжатым
воздухом, спрессованы жидкостью на давление, превышающее на 25% максимальное
рабочее.



Газораспределительные батареи должны иметь системы индивидуального
автоматического замера расхода газа с выводом сист
емы управления на диспетчерский
пункт, свечи для продувки и устройства для подачи ингибитора.



Устье газлифтной скважины должно быть оборудовано фонтанной арматурой с
манифольдом, имеющим продувочные линии с выводом на свечу, удаленную не менее
чем на 20 м.

На манифольде устанавливается обратный клапан.



Подготовка рабочего агента (газа) при газлифтной эксплуатации должна
предусматривать его осушку от водяных паров до точки росы минус 10 С для южных
районов и минус 20 С для средних и северных широт.



При лик
видации гидратных пробок давление в газопроводе следует снизить до
атмосферного, а подогрев этих участков осуществлять паром. При сохранении
пропускной способности допускается предварительная подача ингибитора без
остановки газопровода.



В процессе работы компрессорной станции газлифтной системы необходимо
проводить:


ежесменный осмотр всех внутриплощадочных технологических
трубопроводов, сепараторов, емкостей, запорно
-

регулирующей арматуры с записью
результатов в вахтовом журнале;



к
онтроль работоспособности систем
пожаротушения, осушки газа, освещения, вентиляции и аварийной сигнализации,
молниезащиты, защиты от статического электричества, связи и телемеханизации по
утвержденному графику.

5.

До вывода

агрегата в ремонт должна быть по
дготовлена ремонтная документация,
укомплектован инструмент, приспособления, подготовлены рабочие места, проверено
состояние подъемно
-
транспортных средств, выполнены мероприятия по технике
безопасности. Перед началом работ необходимо проверить состояние пл
ощадок для
укладки деталей и узлов агрегата. Подготовленность рабочих мест и размещение
оборудования должны обеспечивать удобство осмотра и ремонта.


Отключение ГПА от технологических коммуникаций и обеспечение невозможности
случайной или преднамеренной по
дачи газа в трубопроводы обвязки нагнетателя.

Отключение ГПА от электропитающих систем посредством выкатывания ячейки вводных
автоматов с установкой плакатов "Не включать, работают люди!"

Опорожнение всех масляных систем ГПА, в том числе и маслобаков. На п
одводящих
маслопроводах устанавливаются силовые заглушки.

Отключение ГПА от трубопроводов топливного и пускового газа и обеспечение
невозможности случайной или преднамеренной подачи газа к узлам агрегата

Оформление всей необходимой документации по выводу
ГПА в ремонт с оповещением об
этом всего персонала КС.

Газогенератор(ср и кр) Вскрытие, разборка, очистка и промывка узлов и деталей,
Выявление дефектов в узлах и деталях,

Ремонт воздушных и газовых уплотнений,
Ремонт обойм

Нагнетатель
-

Разборка, очистка и

промывка деталей, Балансировка ротора,
Дефектоскопия колеса, торцевого и газовых уплотнений,

Вспомогательное оборуд
-

Ремонт и опрессовка регенераторов, Ремонт
маслоохладителей, Ревизия воздухозаборной камеры

18

1.в 17 билете

2
.


На ДНС

осуществляется
первая ступень сепарации, газ отводит
ся по отдельному
коллектору. Может производиться предварительный сброс воды с закач
кой ее в
нагнетательные скважины

Вторая ступень сепарации осуществляется в процессе подготовки нефти.
Технологичес
кие процессы подготовки нефти проводятся на Центральном пункте
подготовки нефти и включает в себя следующие процессы:

-

сепарация (II ступень) и разделение фаз;

-


обезвоживание
продукции
;

-


обессоливзние;

-


стабилизация нефти.

Подготовка нефти
ведется в два этапа:

I


на установках предварительного сброса воды


И


на установках подготовки нефти (УПН
-
1, 2)


3.

При
бурении скважин на нефть, газ и другие полезные ископаемые в качестве
породоразрушающего

инструмента применяют шарошечные, лопастные, ИСМ, алмазные
и фрезерные буровые долота.

Шарошечные долота
-

Шарошечные долота, несмотря на сложность их конструкции и
технологии изготовления,
-

основной породоразрушающий инструмент при бурении
скважин.

Лопастные долота
-

Эти долота отличаются простотой конструктивного исполнения и
технологии изготовления. Разрушая породы по принципу резания и истирания, в мягких,
рыхлых и несцементированных породах они оказываются наиболее эффективными:
обеспечивают прохо
дку за рейс в несколько сотен, а иногда и более тысячи метров

Долота ИСМ
-

Долота ИСМ отличаются от фрезерных и алмазных долот тем, что их
рабочие элементы оснащены сверхтвердым материалом славутич. Вставки из славутича
прикрепляются к стальному корпусу дол
ота своей цилиндрической посадочной частью
методом пайки

Алмазные долота
-

Эти долота изготовляют с режущими элементами из природных или
синтетических алмазов различной величины.

По форме и направлению пазов, промывочных канавок, рабочих органов и всей рабо
чей
части выделяют три разновидности алмазного долота: радиальную, ступенчатую и
спиральную.

4.

5.1.

На

время

ведения прострелочных
работ (перфорации эксплуатационных колонн,
ремонтных

работ и т.д.) вокруг скважины устанавливается опасная зона радиусом не
менее 10м. Прострелочные работы должны проводиться с соблюдением требований

безопасности.

5.2. Освоение

скважин на кусте независимо от способа их последующей
эксплуатации должно

произво
диться в соответствии с планом работ, утвержденным
техническим

руководителем предприятия и согласованным с заказчиком. Подготовка к
работам по

освоению скважин и сам процесс освоения должны соответствовать
установленным требованиям

безопасности.

5.3.Подклю
чение освоенной скважины к коммуникациям сбора нефти должно
производиться в

строгом соответствии с проектом. Использование временных схем сбора
и транспортирования

нефти запрещается.

5.4.
При освоении

скважин с использованием инертных газов с помощью
перед
вижного компрессора
, последний должен устанавливаться на расстоянии не менее
25 м
от устья

скважины.

5.5. Устья

скважин на кусте должны быть оборудованы (в зависимости от
способа
эксплуатации
) однотипной арматурой, а их колонные фланцы должны
быть
расположены

на одном уровне от поверхности кустовой площадки.

5.6.Необходимость и порядок установки на высокодебитных скважинах, а также
на
скважинах

с высоким газовым фактором клапанов
-
отсекателей и
дистанционно
управляемых

устьевых задвижек определяются
проектом исходя из
условия обеспечения

безопасности работ.

5.7. С
вводом в

эксплуатацию первой скважины на кусте должен быть установлен
порядок
контроля загазованности

воздушной среды всей территории кустовой площадки.
Разработка графика
, определение места

отбора проб и порядок контроля
осуществляются
представителем

пользователя недр (заказчиком). Реализация этого
контроля возлагается

на ответственного руководителя работ на кустовой площадке.

5.8. После

завершения работ по бурению и освоению скважин кустова
я площадка
должна
быть освобождена

от бурового оборудования, не использованных при
строительстве

материалов, инструментов, отходов бурения и т.п

5.
Ремонтная документация


Техническая ремонтная документация должна соответствовать Государственному
стандарту.

Комплект документов для ремонта необходим для технически правильного
восстановления ГПА и обеспечения его дальнейшей эксплуатации в течение
определенного межремонтного периода.

Ремонтную документацию заполняют в двух экземплярах. Один экземпляр передают
н
ачальнику КС, другой оставляют в ремонтной организации. Ответственность за
правильное и своевременное оформление формуляра возлагается на начальника КС.
Внесение изменений в положение о ППР осуществляется по мере совершенствования
технологии изготовления и

ремонта, повышения уровня эксплуатации оборудования,
сроков службы узлов и деталей. Пересматривают и уточняют структуру, длительность
ремонтного цикла, нормы простоя в ремонте один раз в пять лет.

Вывод газоперекачивающего агрегата в ремонт


Ремонт ГПА
-

это технически сложный и трудоемкий процесс, выполняемый с
использованием грузоподъемных механизмов, пневмо
-

и электроинструмента, газо
-

и
электросварки, специальных приспособлений и механизмов.

То, что процесс ремонта производится в действующем цехе, где
работают другие ГПА, а
трубопроводы находятся под давлением газа, масла, воды и воздуха, предъявляет
повышенные требования к организационно
-
техническим мероприятиям по подготовке
агрегата к ремонту с целью создать безопасные условия труда для ремонтного пе
рсонала.


16

1.
У объемных

насосов движение рабочего органа может быть возвратно
-
поступательным
или вращательным, поэтому их разделяют на две группы: к первой группе относятся
поршневые, плунжерные и диафрагменные насосы; ко второй


шестеренные, винтовые
..

Поршневой насос одностороннего действия состоит из корпуса, внутри которого
расположены рабочая камера с всасывающим и напорным клапанами и цилиндр с
поршнем, совершающим возвратно
-
поступательное движение. К корпусу присоединены
всасывающий н напорный т
рубопроводы. Вращательное движение вала приводного
двигателя преобразуется в возвратно
-
поступательное движение поршня с помощью
кривошипно
-
шатунного механизма.

При ходе поршня вправо в цилиндр засасывается объем жидкости  = FS (где F


площадь поршня; 5


ход поршня). При ходе поршня влеро этот же объем вытесняется в
напорный трубопровод. Таким образом, насос одностороннего действия за один оборот
кривошипа совершает один цикл всасывания и один цикл нагнетания (рабочий).

2.

ОБЕЗВОЖИВАНИЕ И ОБЕССОЛИВАНИЕ
НЕФТИ

,

подготовка нефти к
переработке путем удаления из нее воды, минер. солей и мех. примесей. При добыче
нефти неизбежный ее спутник
-
пластовая вода (от < 1 до 80
-
90% по массе), к
-
рая,
диспергируясь

в нефти, образует с ней эмульсии типа "вода в нефти" (дисперсионная
фаза
-
нефть, дисперсная
-

вода). Их формированию и стабилизации способствуют
присутствующие в нефти прир. эмульгаторы (асфальтены, нафтены, смолы) и диспергир.
мех. примеси (частицы глины,

песка, известняка, металлов). Пластовая вода, как правило,
в значит. степени минерализована хлоридами Na, Mg и Са (до 2500 мг/л солей даже при
наличии в нефти всего 1% воды), а также сульфатами и гидрокарбонатами и содержит
мех. примеси.

Наличие в нефти у
казанных в
-
в и мех. примесей оказывает вредное влияние на работу
оборудования нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ)

О б е з в о ж и в а н и е

нефти
проводят путем разрушения (расслоения) водно
-
нефтяной

эмульсии с применением
деэмульгаторов
разл. ПАВ, к
-
рые,
адсорбируясь на границе раздела фаз, способствуют
разрушению капель (глобул) диспергированной в нефти воды.

3.

Бурильная колонна

-

связующее звено между долотом, находящимся на забое
скважины, и буровым оборудованием, расположенным на поверхности.

Бурильная колонна предназначена для подвода энергии (механической, гидравлической,
электрической к долоту), обеспечения подачи бурового раствора к забою, создания осевой
грузки на долото, восприятия реактивного момента долот забойного двигателя.

Основные э
лементы,

составляющие бурильную колонну
,

-

ведущие трубы, бурильные
трубы, бурильные замки, переводники, центраторы бурильной колонны, утяжеленные
бурильные трубы.

Ведущие трубы предназначены для передачи вращения от ротора к бурильным трубам.
Бурильные тр
убы составляют основную часть колонны. При роторном бурении колонна
бурильных труб служит для передачи вращения долоту и для подачи бурового раствора к
забою скважины.

4.

Разгерметизация

может привести к возникновению в рабочей зоне ряда опасных и
вредных
факторов (токсичных паров и газов, ионизирующих излучений, если рабочее
тело радиоактивно, тепло
вых излучений при высоко
-

и низкотемпературных рабочих
телах), а также, перемещению разгерметизировавшихся емкостей в про
странстве, резкому
повышению давления
, обрушению строитель
ных конструкций и оборудования при
взрыве.

Для выявления технологических факторов разгерметизации . сосуды и аппараты,
работающие под давлением, перед пуском в эксплуатацию, а также периодически
подвергают освидетель
ствованию и
испытаниям. При этом осуществляют внутренний
•осмотр всех сосудов (зарегистрированных и незарегистрирован
ных в органах надзора)


не реже чем через 2 года, за исключе
нием сосудов, работающих со средой, вызывающей
коррозию металла, которые должны подверга
ться внутреннему осмотру через' 12 месяцев;
гидравлическое испытание с предварительным внутренним осмотром


не реже 1 раза в 8
лет. При гидравличе
ских испытаниях емкость заполняется водой с температурой не ниже
5 С и не выше 40 "С. Затем давление воды п
овышают в зависимости от сосуда или
системы.

5.

Во время работы ГПА
эксплуатационный персонал компрессорного цеха обязан:
поддерживать требуемый режим работы ГПА, обеспечивая его наиболее экономичную
загрузку; следить за показаниями приборов, любое отклоне
ние в показаниях прибор
ов

должно быть немедленно выяснено

для принятия соответствующ
их мер; поддерживать
температурой

масла на выходе из маслоохладителей в пределах 35
-
50

C: следить за
чистотой фильтров в маслосистеме в маслобаке; осуществлять контроль за

работой
системы уплотнения по уровню масла в поплавковой камере, перепаду давления «масло
-
газ» расходу масла и загазованности маслосистемы; следить по перепаду давления на
воздушных фильтрах воздухозаборной камеры за их чистотой, в случае загрязнения или
обледенения (перепад давления выше 980 Па) фильтры и воздухозаборная камера
подлежат очистке на остановленном агрегате; вести необходимые записи в
эксплуатационных документах и ведомостях; строго выполнять требования должностных
и эксплуатационных инструкц
ий.




11

1.
По сравнению

с другими видами динамические насосы отличаются простотой
конструкции, высокой степенью унификации узлов насосов одного типа, небольшими
габаритными размерами, низкой стоимостью. Преимущество динамичных насосов
заключается также в
возможности непосредственного соединения валов насосов с валами
электродвигателей, быстроходных турбин и регулирования подачи насосов в широких
пределах.

В

динамических насосах

жидкость движется под силовым воздействием в камере
постоянного объема, сообщаю
щейся с подводящими и отводящими устройствами.

Динамические насосы

широко применяются в самых различных технологических
процессах, связанных с подъемом пластовой жидкости, воздействием на призабойную
зону пласта, транспортированием нефти и воды в системах
поддержания пластового
давления, в установках подготовки нефти для нефтеперерабатывающих предприятий и др.
Наиболее эффективно использование динамических насосов для перемещения
значительных объемов жидкости.

2.

Нефтегазовую

смесь из скважины направляют сначала в газосепаратор высокого
давления, в котором из нефти выделяется основная масса газа. Этот газ может
транспортироваться на большие расстояния под собственным давлением.

Из сепаратора высокого давления нефть поступает в

сепаратор среднего и низкого
давления для окончательного отделения от газа.

Классификация сепараторов, их устройство и принцип работы

Сепарация газа от нефти может происходить под влиянием гравитационных,
инерционных сил и за счет селективной смачиваемост
и нефти. В зависимости от этого и
различают гравитационную, инерционную и пленочную сепарации, а газосепараторы
-

гравитационные, гидроциклонные и жалюзийные.

Гравитационная сепарация осуществляется вследствие разности плотностей жидкости и
газа, т.е. под
действием их силы тяжести. Газосепараторы, работающие на этом принципе,
называются гравитационными.

Инерционная сепарация происходит при резких поворотах газонефтяного потока. В
результате этого жидкость, как наиболее инерционная, продолжает двигаться по п
рямой, а
газ меняет свое направление. В результате происходит их разделение. На этом принципе
построена работа гидроциклонного газосепаратора, осуществляемая подачей
газонефтяной смеси в циклонную головку, в которой жидкость отбрасывается к
внутренней пове
рхности и затем стекает вниз в нефтяное пространство газосепаратора, а
газ двигается по центру циклона

3.
в 18 билете

4.

Методы

защиты от физических негативных факторов

Защита человека от
физических негативных факторов

осуществляется тремя основными
методами:



ограничение времени пребывания в зоне действия физического поля;



удаление от источника поля;



применение средств защиты.

Для снижения уровня вибрации и порожденного ею шума, используют вибропоглощение

Защита от акус
тических колебаний (шума, ультра и инфразвука
)

Используют следующие методы:



снижение звуковой мощности источника звука;



размещение рабочих мест с учетом направленности излучения от источника звука;



акустическая обработка помещений

Общими методами защиты от
электромагнитных полей

и излучений являются следующие:



уменьшение мощности генерирования поля и излучения непосредственно в его
источнике



увеличение расстояния от источника излучения;



уменьшение времени пребывания в поле и под воз
действием излучения;



экранирование излучения;



применение средств индивидуальной защиты

Защита от ультрафиолетового излучения

Для защиты применяют специальные светофильтры, не пропускающие ЭМИ
ультрафиолетового диапазона.

Светофильтрами снабжаются смотровые

окна установок, внутри которых возникает
излучение ультрафиолетового диапазона (установки газо и электросварки и резки,
плазменные обработки материала; печи, использующие в качестве нагревательных
элементов мощные лампы; устройства накачки лазеров). Приме
няются также
противосолнечные экраны и навесы.

5.

Пуск ГПА
может производиться из следующих состояний:

-

"горячий резерв";

-

"резерв";

-

после выполнения ремонта ГПА;

-

первый пуск после монтажа.

При нахождении агрегата в состоянии "горячий резерв" на нем
не требуется выполнять
каких
-
либо подготовительных работ; на агрегате необходимо только поддерживать
предпусковые условия, которые обеспечат его немедленный запуск от кнопки "Пуск".

На агрегате, находящимся в "резерве", пуск можно обеспечить через 1,5
-
2 ч,

в
зависимости от типа ГПА после получения указания диспетчера. Это время необходимо
для подогрева масла, проверки состояния элементов управления запорной арматуры,
подачи напряжения и т.п.

Наибольший объем подготовительных работ на ГПА выполняется перед п
ервым пуском
после монтажа, т.е. в процессе пусконаладочных работ.

Рассмотрим объем работ, выполняемых на ГПА после проведения на нем среднего,
капитального ремонта или регламента, как наиболее характерного для текущей
эксплуатации.

При подготовке ГПА к пу
ску необходимо:



провести внешний осмотр оборудования



выполнить осмотр входного и выходного тракта ГПА (газоходов и воздуховодов)



выполнить контрольный анализ масла и проверить его уровень в маслобаке и
гидрозатворе переливного устройства



убедиться, что тем
пература масла в маслобаке выше 25 С, при необходимости
обеспечить его подогрев



проверить наличие и оформление всей ремонтной документации;



-

убедиться в наличии необходимого давления топливного и пускового газа, в
открытии вентилей на подачу импульсного
газа к запорной арматуре;



-

подать оперативное напряжение на системы управления и силовое напряжение на
остальные системы и устройства агрегата.

Нормальная остановка

Нормальная остановка происходит по команде оператора при нажатии кнопки
“НОРМАЛЬНАЯ ОСТАНО
ВКА” на пульте управления. На УПИ гаснет табло АГРЕГАТ
В РАБОТЕ и загорается табло НО.

Открывается станционный кран 6 (на мнемосхеме загорается красная лампа кр.6).
Нагнетатель разгружается на “кольцо”.

Для снижения температуры продуктов сгорания после ТНД

со скоростью не более 25 С в
минуту включается программное воздействие на электродвигатель регулятора скорости с
целью постепенного закрытия регулирующего клапана. После снижения частоты
вращения ротора ТНД до частоты вращения 3300 мин
-
1 происходит перес
тановка кранов
нагнетателя:

-

открываются краны 3бис и 3 (на мнемосхеме загораются красные лампы кр.3бис и кр.3);

-

закрываются краны 1 и 2 (на мнемосхеме загораются зеленые лампы кр.1 и кр.2);

-

открывается кран 5 (на мнемосхеме загорается красная лампа к
р.5). Газ из контура
нагнетателя через свечу сбрасывается в атмосферу.

При снижении давления масла за главным маслонасосом смазки до 0,45 МПа включается
пусковой маслонасос (на мнемосхеме загорается красная лампа ПМН).

Снижение давления воздуха в проточной

линии при движении регулятора скорости
“НИЖЕ” приводит к закрытию регулирующего клапана (РК). На мнемосхеме загорается
зеленая лампа РК. Гаснут основные горелки камеры сгорания.

Подается напряжение на электромагнитные вентили ЭМВ1 и ЭМВ2, они открываются,

и
происходит сброс воздуха из линии предельного регулирования. Закрывается стопорный
клапан (на мнемосхеме загорается зеленая лампа СК). Гаснет факел дежурной горелки в
камере сгорания (на УПИ гаснет табло ФАКЕЛ ЗАЖЖЕН). Открываются выпускные
клапаны ВВК1
, ВВК2 и сбрасывается воздух за компрессором. Выбегают по инерции
роторы ТВД и ТНД. Закрывается кран 12, и открывается кран 9 (на мнемосхеме
загораются зеленая лампа кр.12 и красная лампа кр.9), газ из топливного коллектора
агрегата сбрасывается в атмосфер
у через свечу. Происходит отключение защит: по
давлению воздуха предельной защиты, по давлению топливного газа и по погасанию
факела.

После закрытия регулирующего клапана электродвигатель регулятора скорости
останавливается. После закрытия стопорного клапа
на он вновь включается на
непрерывное вращение, возвращая регулятор скорости в исходное положение “MAX”.
Отключаются вентиляторы в комплексной воздухоочистительной установке. Закрывается
электромагнитный вентиль ЭМВ
-
5, прекращая подачу воздуха в систему ре
гулирования.

При снижении давления газа в полости нагнетателя до величины менее 0,2 МПа и
снижении частоты вращения ротора ТВД до величины менее 10 мин
-
1 отключается
защита по перепаду “масло
-
газ” с последующей остановкой маслонасоса уплотнения (на
мнемосх
еме загорается зеленая лампа МНУ1 или МНУ2; на УПИ загорается табло
АГРЕГАТ ГОТОВ К РАБОТЕ).

Пусковой маслонасос остановится (на мнемосхеме загорится зеленая лампа ПМН) при
закрытом СК, давлении газа в полости нагнетателя менее 0,2 МПа, оборотах вала ТВД
м
енее 10 мин
-
1 (ротор ТВД остановился) и снижении температуры за ТНД до величины
менее 100 С. Отключится защита по давлению масла смазки. Выключится вентилятор
отсоса (на пульте управления загорается индикатор ВЕНТИЛЯТОР ОТСОСА ОТКЛ.).

Агрегат остановлен,
на УПИ гаснет табло НО.

Если регулирующий клапан не закроется своевременно, то через 30 мин после подачи
команды на остановку агрегата закроется кран 12, откроется кран 9, сработают
электромагнитные вентили ЭМВ1, ЭМВ2, и агрегат остановится аварийно.

Аварийная остановка

Аварийная остановка (АО) происходит при срабатывании одной из защит агрегата или по
команде оператора в случаях:



воспламенения масла;



появления дыма из подшипников;



прорыва газа в машзал;



при появлении постороннего шума в агрегате;



боль
шого расхода масла;



при угрозе безопасности обслуживающему персоналу и оборудованию.

Оператор нажимает красную кнопку на пульте управления или по месту на агрегате. На
УПИ гаснет табло АГРЕГАТ В РАБОТЕ и загорается табло АО.

Подается напряжение на электром
агнитные вентили ЭМВ1 и ЭМВ2, они открываются, и
происходит сброс воздуха из линии предельного регулирования. Закрывается стопорный
клапан (на мнемосхеме загорается зеленая лампа СТОПОРНОГО КЛАПАНА (СК)),

гаснет
факел в камере сгорания (на УПИ гаснет табло

ФАКЕЛ ЗАЖЖЕН). Сброс воздуха
предельного регулирования приводит к открытию сброса воздуха из проточной линии.
Давление в ней падает, закрывается регулирующий клапан (на мнемосхеме загорается
зеленая лампа РК) и открываются выпускные клапаны (ВВК1 и ВВК2),

сбрасывая воздух
за компрессором. Роторы ТВД и ТНД по инерции выбегают.

При снижении давления масла за главным насосом смазки до 4,5 кгс/см2 включается
пусковой маслонасос (на мнемосхеме загорается красная лампа ПМН).

После закрытия стопорного клапана вкл
ючается электродвигатель регулятора скорости на
непрерывное вращение и возвращает регулятор скорости из текущего положения в
исходное состояние “MAX”. Отключаются вентиляторы в комплексной
воздухоочистительной установке. Закрывается электромагнитный вентил
ь ЭМВ
-
5,
прекращая подачу воздуха в систему регулирования. Газотурбинная установка
останавливается.



13

1
. Назначение

Насосные штанги предназначены для передачи движения от привода к

плунжеру.

Для изготовления штанг используется горячекалиброванный

прокат повышенной
точности из стали с

содержанием легирующих элементов суммарно не менее 2%. По
механическим свойствам и

коррозионностойкости штанги соответствуют классу

«D».
Поставка штанг производится с

навинченной на один конец штанги соединительной
му
фтой в

транспортных пакетах до

40

штанг, если иное не

оговорено в

заказе. Резьба
штанг защищена технологическими заглушками.

Пример записи при заказе штанги насосной Ø19 (3/4"), длиной

8

м, класса

D, с

муфтой
соединительной класса

Т


ШН

19
-
8000
-
D
-
T
.

2.
в 16 билете

3.

При бурении

нефтяных и газовых скважин в глубоководных районах морей и океанов
использовать стационарные платформы технически сложно и экономически невыгодно.
Для этого случая созданы плавучие буровые установки, способные самостоятельно или

с
помощью буксиров менять районы бурения.

Различают самоподъемные буровые платформы, полупогружные буровые платформы и
буровые платформы гравитационного типа.

Самоподъемная буровая платформа

(рис. 29) представляет собой плавучий понтон 1 с
вырезом, над
которым расположена буровая вышка. Понтон имеет трех
-
, четырех
-

или
многоугольную форму. На ней размещаются буровое и вспомогательное оборудование,
многоэтажная рубка с каютами для экипажа и рабочих, электростанция и склады. По
углам платформы установлены
многометровые колонны
-
опоры 2.



Рис. 29. Самоподъемная буровая платформа в транспортном положении:

1
-

плавучий понтон; 2
-

подъемная опора; 3
-

буровая вышка;

4
-

поворотный (грузовой) кран; 5
-

жилой отсек; 6
-

вертолетная площадка;

7
-

подвышенный по
ртал; 8
-

главная палуба

В точке бурения с помощью гидравлических домкратов колонны опускаются, достигают
дна, опираются на грунт и заглубляются в него, а платформа поднимается над
поверхностью воды. После окончания бурения в одном месте платформу переводя
т в
другое.

Надежность установки самоподъемных буровых платформ зависит от прочности грунта,
образующего дно в месте бурения.

Полупогружные буровые платформы

(рис. 30) применяют при глубинах 300...600 м, где
неприменимы самоподъемные платформы. Они не опир
аются на морское дно, а плавают
над местом бурения на огромных понтонах. От перемещений такие платформы
удерживаются якорями массой 15 т и более. Стальные канаты связывают их с
автоматическими лебедками, ограничивающими горизонтальные смещения относительно

точки бурения.


Рис. 30 Полупогружная буровая платформа:

1
-

погружной понтон; 2
-

стабилизационная колонна; 3
-

верхний корпус;

4
-

буровая установка; 5
-

грузовой кран; 6
-

вертолетная площадка.

Первые полупогружные платформы были несамоходными, и их д
оставляли в район работ
с помощью буксиров. Впоследствии платформы были оборудованы гребными винтами с
приводом от электромоторов суммарной мощностью 4,5 тысяч кВт.

Недостатком полупогружных платформ является возможность их перемещения
относительно точки б
урения под воздействием волн.

Более устойчивыми являются

буровые платформы гравитационного типа
.

Они
снабжены мощным бетонным основанием, опирающемся

на морское дно. В этом
основании размещаются не только направляющие колонны для бурения, но также ячейки
-
резервуары для хранения добытой нефти и дизельного топлива, используемого в качестве
энергоносителя, многочисленные трубопроводы. Элементы основания д
оставляются к
месту монтажа в виде крупных блоков.

Морское дно в месте установки гравитационных платформ должно быть тщательно
подготовлено. Даже небольшой уклон дна грозит превратить буровую в Пизанскую
башню, а наличие выступов на дне может вызвать раско
л основания. Поэтому перед
постановкой буровой «на точку» все выступающие камни убирают, а трещины и впадины
на дне заделывают бетоном.

Все типы буровых платформ должны выдерживать напор волн высотой до 30 м, хотя
такие волны и встречаются раз в 100 лет.

4.













5.
Под

надежностью

понимается свойство оборудования выполнять заданные функции,
сохраняя во времени значения установленных эксплуатационных показателей в заданных
пределах, соответствующих заданным режимам и условиям использования.

Надежность является одним из свойств оборудования, которое проявляет себя только в
процессе эксплуатации. Надежность оборудования закладывается при его
проектировании, обеспечивается при изготовлении и расходуется при эксплуатации

Надёжность



свойство

объекта

сохранять во времени в установленных пределах
зна
чения всех параметров, характеризующих способность выполнять требуемые функции
в заданных режимах и условиях применения, технического обслуживания, хранения и
транспортирования.



Безотказность



свойство объекта непрерывно сохранять работоспособное состояние
в течение некоторого времени или наработки.
[1]



Ремонтопригодность



свойство объекта, заключающееся в приспособленности к
поддержанию и восстановлению работоспособного состояния путем технического
обслуживания и ремонта.
[1]



Долговечность



свойство объекта непрерывно сохранят
ь работоспособность от
начала эксплуатации до наступления

предельного

состояния
, то есть такого состояния,
когда объект изымается из эксплуатации.



Сохраняемость



свойство объекта
сохранять работоспособность в течение всего
периода хранения и транспортировки.



Живучесть



свойство объекта сохранять работоспособность в эк
стремальных
ситуациях.



Достоверность



Отказ



событие, заключающиеся в полной или частичной утрате работоспособности.



Сбой



само
устраняющийся отказ или однократный отказ, устраняемый
незначительным вмешательством оператора.
[2]



Наработка



время или объём работы.
[3]



Ресурс



наработка от начала эксплуатации до наступления предельного состояния.



Срок службы



календарная продолжительность от начала эксплуатации до
наступления предельного состояния.


15

1.
Центробежный компрессор

в основном состоит из корпуса и ротора, имеющего вал 1 с
симметрично расположенными рабочими колёсами. Центробежный 6
-
ступенчатый К.
разделён н
а три секции и оборудован двумя промежуточными холодильниками, из
которых газ поступает в каналы 12 и 13. Во время работы центробежного компрессора
частицам газа, находящимся между лопатками рабочего колеса, сообщается вращательное
движение, благодаря чему

на них действуют центробежные силы. Под действием этих сил
газ перемещается от оси компрессора к периферии рабочего колеса, претерпевает сжатие
и приобретает скорость. Сжатие продолжается в кольцевом диффузоре из
-
за снижения
скорости газа, то есть преобра
зования кинетической энергии в потенциальную. После
этого газ по обратному направляющему каналу поступает в другую ступень

компрессора
и

т.д.

Исполнительным органом винтовых

компрессоров служат роторы с нарезанными
винтовыми зубьями, совершающие
вращательное движение. Винтовые компрессоры
могут быть одно
-
, двух
-

и трехроторными. В зависимости от способа уплотнения полости
сжатия различают сухие и маслозаполненные компрессоры.

Винтовой двухроторный компрессор состоит из корпуса, двух роторов, опор
ных и
упорных подшипников, золотника регулятора производительности. Роторы представляют
собой цилиндрические шестерни (винты) с зубьями специального профиля. При вращении
винтов вершины зубьев описывают цилиндрические поверхности. Зазоры между
роторами, а
также роторами и корпусом очень малы. Ведущий винт, как правило, имеет
четыре выступа, ведомый


шесть при равных наружных диаметрах роторов. Зубья по
длине ротора не образуют полного винта.

Рабочий цикл винтового компрессора состоит из четырех фаз: всасыв
ания, переноса,
сжатия и нагнетания.

Винтовые компрессоры имеют ряд преимуществ

перед поршневыми и
центробежными. В отличие от поршневых, у них нет всасывающих клапанов, возвратно
-
поступательно движущихся частей, трущихся поверхностей в цилиндре. Они имеют

более
высокий коэффициент подачи вследствие низких дроссельных потерь на стороне
всасывания и хорошего уплотнения зазоров. Винтовые компрессоры имеют больший срок
службы до капитального ремонта, плавное и экономичное регулирование
производительности.

По с
равнению с поршневыми центробежные

компрессоры обладают рядом
преимуществ: меньшие масса и габариты при одинаковой производительности; более
высокие надежность и безопасность; уравновешенность инерционных сил, позволяющая
использовать легкие фундаменты; от
сутствие смазочного масла в холодильном агенте;
возможность использования циклов с многоступенчатым сжатием паров и
дросселированием жидкости; возможность непосредственного соединения с
быстроходным двигателем (паровой или газовой турбиной, высокочастотным

электродвигателем); сравнительная простота конструкции и регулирование холодильной
мощности в широких пределах.

2
.

Описание принципиальной технологической схемы дожимной насосной станции
(ДНС)

Дожимные насосные станции (ДНС) применяются в тех случаях,
если на месторождениях
(группе месторождений) пластовой энергии недостаточно для транспортировки
нефтегазовой смеси до установок предварительного сброса воды (УПСВ) или цеха
подготовки и перекачки нефти (ЦППН). Обычно ДНС применяются на отделенных
месторож
дениях.

Дожимные насосные станции предназначены для сепарации нефти от газа, очистки газа от
капельной жидкости, дальнейшего отдельного транспортирования нефти центробежными
насосами, а газа


под давлением сепарации. В зависимости от пропускной способност
и
по жидкости существует несколько типов ДНС.

Дожимная насосная станция состоит из следующих блоков:

буферной емкости;

сбора и откачки утечек нефти;


насосного блока;

свечи аварийного
сброса газа.

3.

Под

режимом бурения

понимается сочетание регулируемых параметров, влияющих
на качество бурения, к числу которых относятся: осевая нагрузка (давление) на долото р
д
;
частота вращения долота и; количество прокачиваемого бурового раствора Q
p
; показатели
бурового раствора (плотность, вязкость, показатель фильтрации, статическое напряжение
сдвига). Сочетание этих параметров, позволяющее получать наиболее высокие
качественные и количественные показатели бурения, называется
рациональным (или

опти
мальным) режимом бурения
.

4.

Все

рабочие

должны пройти производственный инструктаж по технике безопасности.
Содержание инструктажа должно охватывать все виды работ, выполняемых конкретным
работником в пределах профессии, на которую он принят на работу.

Находясь на рабочих местах, рабочие должны пользоваться установленной для них
спецодеждой, обувью и индивидуальными защитными приспособлениями. Рабочие места
и участки работы должны оборудоваться указателями, предупреждающими рабочих об
опасностях, а подви
жные части механизмов должны ограждаться специальными
заградительными щитами. Инструмент, которым пользуются рабочие при проведении
работ, должен находиться в исправном состоянии.


Большинство методов повышения нефтеотдачи проводят при высоких давлениях, а

поэтому перед применением методов необходима предварительная опрессовка всего
оборудования и трубопроводов при надлежащем достаточном оснащении всей системы
обвязки трубопроводов исправными приборами (манометрами).

При осуществлении поддержания пластового давления закачкой воды на всех объектах
системы ППД
-

кустовые насосные станции, трубопроводы, скважины
-

должно быть
организовано наблюдение за состоянием их исправности. Не допускается наличие утечек
воды и газа.
При обнаружении утечек газа все работы в зоне возможной загазованности
должны быть прекращены. Не допускается проведение работ в системе ППД при
загрязнении рабочего места или прилегающей территории нефтью, при отсутствии
должного освещения. Не допускается

проводить ремонтные работы в системе ППД по
замене задвижек, контрольно
-
измерительных приборов и т.п. при наличии давления. При
проведении ремонтных работ в насосных или компрессорных станциях пусковые
устройства двигателей должны снабжаться плакатами «Не

включать
-

работают люди».
Если возникает необходимость проведения работ на скважинах с нефтегазопроявлением,
то должны быть соблюдены правила противопожарной безопасности. Работать следует,
находясь с наветренной стороны, и использовать инструмент, не со
здающий искр при
соударении с оборудованием.

5.

В соответствии

с регламентом технического обслуживания на газотурбинные ГПА
определены два вида планового ремонта: средний и капитальный.

Средний ремонт
-

комплекс профилактических ремонтных работ на отдельных узлах ГПА, выполняемых с
целью восстановления эксплуатационных характеристик агрегата. и обеспечения, его
надежной эксплуатации до ближайшего капитального ремонта. При среднем ремонте

в
обязательном порядке проводится дефектация отработавших эксплуатационный ресурс
узлов и деталей.

Капитальный ремонт заключается в полной разборке и дефектации основного и
вспомогательного оборудования агрегата, замене отработавших заводской ресурс
соста
вных частей, в том числе и базовых, регулировке и испытании систем, выполнении
работ по восстановлению эксплуатационных характеристик агрегата.

Ремонтный персонал совместно проводят обследование технического состояния агрегата
и на основании его результато
в, а также обнаруженных во время межремонтного периода
неисправностей составляется предварительная дефектная ведомость. В программу
обследования входят: осмотр агрегата и систем подготовки масла, циклового воздуха;
измерение рабочих параметров ГПА; определ
ение располагаемой мощности, удельного
расхода масла; виброобследование агрегата; измерение температуры корпусов.
Предремонтное обследование на работающем агрегате позволяет выявить такие
неисправности, обнаружить которые трудно или вообще невозможно после

остановки и
вскрытия агрегата. Кроме того, результаты обследования необходимы в дальнейшем для
оценки качества ремонта.


6

1.

Устье скважины
при бурении, опробовании, а также при испытании герметизируют с
помощью специального противовыбросового оборудова
-
ния.


В


комплект


противовыбросового


об
орудования


входят


плашечные,

универсальный, вращающийся превенторы, аппаратура для дистанционного и ручного
управления ими, а также система трубопроводов обвязки с за
движками (или кранами)
высокого давления, имеющими дистанционное управление.

Плашечный
превентор (рис. 8.6) состоит из корпуса 2, двух подвиж
ных плашек

10

и двух
гидравлических цилиндров

1

и

6.

Каждая плашка

10

соединена со
штоком

11

цилиндра

1

или

6

двойного действия. Цилиндры закреплены на боковых
крышках

12,

которые подвешены на корпусе

2

при помощи шарниров

13.
Управление
работой цилиндров гидравлическое со специального пульта. Рабочая жидкость к
цилиндрам подводится по труб
кам

14

от специального гидравлического привода,
установленного вдали от превентора.

Превентор управляется дистанционно со специального пульта с помо
щью
гидравлического привода. При выходе из строя дистанционного управления превентор
можно закрыть вручную вращением штурвалов, вы
несенных за пределы буровой в
специальное укрытие. Для ручно
го закры
тия плашек и блокировки их в закрытом
положении внутри штока каждого цилиндра имеются цилиндрическая втулка 7 с резьбой
и валик

8
с такой же резьбой. Валик выведен наружу и заканчивается вилкой

9

для кардан
-
ного соединения с тягой, которая соединяе
т его со штурвалом ручного управления.

Для обогрева превентора в зимний период в корпусе имеются каналы

3

для подачи тепла.
Боковые крышки крепятся к корпусу при помощи вин
тов 5.

Герметичность соединения обеспечивается уплотнительными кольцами

4,

которые перед
установкой смазывают специальной уплотнительной смазкой.

2
.

Процесс

предварительного обезвоживания нефти должен предусматриваться при
обводненности поступающей продукции скважин не менее 15
-

20 % и осуществляться,
как правило, без дополнительного нагрева продукции скважин с применением
деэмульгаторов, высокоэффективных пр
и умеренных и низких температурах процесса
предварительного обезвоживания нефти.


Предварительное обезвоживание нефти должно преимущественно осуществляться в
аппаратах для совместной подготовки нефти и воды. При этом сбрасываемые пластовые
воды должны имет
ь качество, как правило, обеспечивающее их закачку в продуктивные
горизонты без дополнительной очистки (предусматривается только дегазация воды).

Сброс пластовых вод с аппаратов предварительного обезвоживания нефти должен
предусматриваться под остаточным д
авлением, обеспечивающим подачу их на прием
насосных станций системы заводнения или, при необходимости, на очистные сооружения
без установки дополнительных насосных.

Для аппаратуры и трубопроводов, обеспечивающих проведение процесса
предварительного обезво
живания нефти, с целью сокращения потерь тепла должна
предусматриваться тепловая изоляция.

3
.

Крепление скважин
-

процесс укрепления стенок

буровых скважин

обсадными трубами
и тампонажным раствором. Наиболее распространено крепление скважин
последовательным спуском и цементированием направляющей колонны,

кондуктора
,
промежуточной и эксплуат
ационных колонн. Промежуточная и эксплуатационная
колонны могут быть спущены целиком, секциями и в виде потайных

обсадных колонн
,
которые, как правило, входят в башмак пред
ыдущей колонны и в процессе проводки
скважины могут быть наращены до устья.


4.
Технологические

процессы добычи, сбора, подготовки нефти и газа должны
учитываться в проектах обустройства и обеспечивать безопасность обслуживающего
персонала и населения.

Закрытые помещения объектов сбора, подготовки и транспортировки нефти, газа и
конденсата должны иметь систему контроля состояния воздушной среды,
сблокированную с системой звуковой и световой аварийной сигнализации. Действия
персонала при возникновении ава
рийных сигналов должны быть представлены в планах
ликвидации аварий (ПЛА).

Все помещения должны иметь постоянно действующую систему приточно
-
вытяжной
вентиляции. Кратность воздухообмена рассчитывается в соответствии с установленными
нормами.

Основные техно
логические параметры указанных объектов и данные о состоянии
воздушной среды должны быть выведены на пункт управления (диспетчерский пункт)..
Системы управления должны иметь сигнальные устройства предупреждения отключения
объектов и двустороннюю связь с ди
спетчерским пунктом.

Каждый управляемый с диспетчерского пункта объект должен иметь также ручное
управление непосредственно на объекте.

Система сбора нефти и газа должна быть закрытой, а устья нагнетательных,
наблюдательных и добывающих скважин герметичным
и.

На объектах сбора и подготовки нефти и газа, насосных и компрессорных станциях
должна быть технологическая схема, утвержденная техническим руководителем
организации, с указанием номеров задвижек, аппаратов, направлений потоков, полностью
соответствующих

их нумерации в проектной технологической схеме. Технологическая
схема является частью плана ликвидации возможных аварий.

5.

При транспорте

газа наиболее существенными источниками загрязнения биосферы
являются компрессорные станции. Они поставляют в воздуш
ную среду большую часть
оксида и диоксида азота, оксида углерода. Снижение их содержания в воздухе главная
задача в газовой отрасли. Отсюда необходимо обеспечение герметичности всех систем,
сокращение аварийных ситуаций, что связано с уменьшением потерь га
за, и,
следовательно, негативного воздействия на окружающую среду. Мощный парк
газоперекачивающих аппаратов и установок участвует в общем вкладе загрязнения
воздушного бассейна и в изменении природных условий. Постоянно выделяющиеся
загрязняющие вещества р
ассредоточиваются воздушными потоками на большие
расстояния.


14

1
.

Установка самоходная подъемная «АзИНМАШ
-
37А1
»

предназначена для
производства спускоподъемных операций в процессе текущего и капитального

ремонтов
скважин
, не оборудованных вышками и мачтами для производства тартальных работ, для
чистки песчаных пробок желонкой и для возбуждения скважин поршневанием с
выбуриванием. Кроме того, с его помощью, промывочным агрегатом и ротором с
индивидуальным приводом, можно п
роводить промывку скважин и разбуривание
песчаных пробок.

Установка предназначается для работы в умеренном и холодном (район I2)
макроклиматических районах по ГОСТ 16350
-
80.

Установка является самоходной нефтепромысловой машиной, смонтированной на шасси
трёхосного автомобиля высокой проходимости

КрАЗ
-
260
, и состоит из:



однобарабанной лебёдки



двухсекционной телескопической вышки с талевой системой.

Установка комплектуется набором инструментов (ключами) и механизмами для
свинчивания и развенчивания
насосно
-
компрессорных труб и насосных штанг.

Вышка

в транспортном положении располагается горизонтально над установкой на
передней и задней опорах, а в рабочем положении
-
с наклоном 4º36´ от вертикали в
сторону устья скважины.

Подъём вышки из транспортного
положения в рабочее осуществляется
двумя


гидравлическими домкратами, а выдвижение верхней секции
-

специальной
лебёдкой с гидравлическим приводом.

Нижняя часть вышки, являясь задней опорой, выполнена отдельной конструкцией и
жёстко связана с рамой установ
ки, что дает возможность производить установку её у
скважины без перемещения с частично поднятой вышкой.

Номинальная грузоподъемность 32т, наибольшая высота подъема крюка 14м.

2 хз потом найдем
(межфазный слой)

3.
Опробование

пластов

осуществляется посредством отбора
пластового
флюида

каротажным опробователем, опускаемым в скважину на кабеле
-
канате,
или опробователем, сбрасываемым в

бурильные трубы
. Первый опускают в скважину на
глубину залегания п
ласта и по сигналу с поверхности пакерующий элемент специальным
выдвижным механизмом прижимается к стенке скважины.

После открытия клапана возникает переток жидкости (газа) из

призабойной зоны
пласта в
ёмкость

пробоотборника

(в котором предварительно создаётся давление меньше
пластового). После заполнения пробоотборника опробователь поднимают на пове
рхность
и производят анализ полученной

пробы
.


Получение начального притока нефти и газа из пласта зависит от технологии бурения,
состава и свойств циркулирующего раствора, схемы вскрытия и длите
льности
воздействия на продуктивный пласт.

Для качественного

вскрытия продуктивного пласта

необходимо соблюдать следующие
требования к составу и свойствам бурового раствора:



состав промывочной жидкости должен быть таким, чтобы ее фильтрат не способствовал
набуханию глинистых частиц, увеличению гидрофильности породы, увеличению
количества физически связанной воды в порах пласта;



состав фильтрата бурового раствора должен соответствовать составу фильтра,
заполняющего пласт, чтобы при проникании фильтрата в пла
ст не происходили такие
физические или химические взаимодействия, в результате которых могут
образовываться нерастворимые осадки;



в составе промывочной жидкости необходимо иметь достаточное количество
грубодисперсной твердой фазы, способной создавать закуп
оривающие мостики в
трещинах и тем самым препятствовать глубокому проникновению промывочной
жидкости в пласт;



соленость и солевой состав фильтрата должны соответствовать солености и солевому
составу пластовой воды;



фильтрат промывочной жидкости,
используемый для вскрытия нефтяных пластов,
должен уменьшать поверхностное натяжение на границе фильтрат
-

нефть;



водоотдача бурового раствора в забойных условиях должна быть минимальной;



плотность промывочной жидкости должна быть такой, чтобы дифференциал
ьное
давление было близким к нулю или, если вскрывается пласт с аномально
низким
давлением,
-

меньше нуля.

4.

Технологические

процессы добычи, сбора, подготовки нефти и газа, их техническое
оснащение, выбор систем управления и регулирования, места размещения средств
контроля, управления и противоаварийной защиты должны учитываться в проектах
обустройства и обеспечивать безопасно
сть обслуживающего персонала и населения.

Закрытые помещения объектов сбора, подготовки и транспортировки нефти, газа и
конденсата должны иметь систему контроля состояния воздушной среды,
сблокированную с системой звуковой и световой аварийной сигнализации
. Действия
персонала при возникновении аварийных сигналов должны быть представлены в планах
ликвидации аварий (ПЛА).

Все помещения должны иметь постоянно действующую систему приточно
-
вытяжной
вентиляции. Кратность воздухообмена рассчитывается в соответстви
и с установленными
нормами.

Основные технологические параметры указанных объектов и данные о состоянии
воздушной среды должны быть выведены на пункт управления (диспетчерский пункт).

Системы управления должны иметь сигнальные устройства предупреждения откл
ючения
объектов и двустороннюю связь с диспетчерским пунктом.

Каждый управляемый с диспетчерского пункта объект должен иметь также ручное
управление непосредственно на объекте.

Система сбора нефти и газа должна быть закрытой, а устья нагнетательных,
наблюд
ательных и добывающих скважин герметичными.

На объектах сбора и подготовки нефти и газа (ЦПС, УПН, УКПГ, ГП), насосных и
компрессорных станциях (ДНС, КС) должна быть технологическая схема, утвержденная
техническим руководителем организации, с указанием ном
еров задвижек, аппаратов,
направлений потоков, полностью соответствующих их нумерации в проектной
технологической схеме. Технологическая схема является частью плана ликвидации
возможных аварий
.

5.

Назначение и описание компрессорной станции

Как известно, в
се основные месторождения газа расположены на значительном
расстоянии от крупных потребителей. Подача газа к ним осуществляется по магистралям
газопроводам различного диаметра. При движении газа из
-
за разного рода гидравлических
сопротивлений по длине труб
опровода происходит падение его давления, что приводит к
снижению пропускной способности газопровода. Поэтому транспортировать газ в
достаточном количестве и на большие расстояния только за счет естественного
пластового давления нельзя.

Для поддержания
заданного расхода транспортируемого газа и обеспечения его
оптимального давления в трубопроводе по трассе газопровода устанавливаются
компрессорные станции (КС). Современная компрессорная станция это сложное
инженерное сооружение, обеспечивающее основные т
ехнологические процессы по
подготовке и транспорту природного газа. Принципиальная схема расположения КС вдоль
трассы магистрального газопровода приведена на рис.2, где одновременно схематично
показаны изменения давления и температуры газа между компрессор
ными станциями.

Как показывает схема рис.2, компрессорная станция неотъемлемая и составная часть
магистрального газопровода обеспечивающая транспорт газа с помощью энергетического
оборудования, установленного на КС. Она служит управляющим элементом в компл
ексе
сооружений, входящих в магистральный газопровод. Именно параметрами работы КС
определяется режим работы газопровода. Наличие КС позволяет регулировать режим
работы газопровода при колебаниях потребления газа, максимально используя при этом
аккумулирую
щую способность газопровода. На магистральных газопроводах различают
три основных типа КС: головные, линейные и дожимные.

Головные компрессорные станции (ГКС) устанавливаются непосредственно после
газового месторождения и предназначены они для поддержания
необходимого давления
технологического газа для его дальнейшего транспорта по магистральным газопроводам,
когда в результате разработки газового месторождения пластовое давление в нём
снижается.

Характерной особенностью ГКС является высокая степень сжатия
на станции,
обеспечиваемая последовательной работой нескольких газоперекачиваемых агрегатов
(ГПА). На ГКС предъявляются повышенные требования к качеству подготовки
технологического газа
-

очистке от механических примесей, осушке от газового
конденсата и вл
аги, а так же удаления, при их наличии, побочных продуктов:
сероводорода, углекислоты и т.д.



19

1.
Консольные
.

Особенность этих насосов состоит в том, что насосная часть и двигатель
имеют свои валы и узлы крепления.

Консольные

насосы
являются

центробежными

нормально всасывающими, одноступенчатыми, с
горизонтальным всасывающим патрубком и вертикальным напорным. Це
нтробежное
колесо состоит из двух дисков, между которыми находятся лопасти, соединяющие диски в
единую конструкцию.

Лопасти плавно изогнуты в сторону, противоположную
направлению движения колеса. Это наиболее распространённое, закрытое рабочее
колесо.

Нас
осная часть может покупаться отдельно у одного производителя, а двигатель у
другого. При сборке насос и двигатель устанавливаются на общую раму (станину), их
валы

центрируются

и соединяются при помощи муфты.

Насосы двустороннего входа

типа Д, 1Д и 2Д
обладают достаточно высоким КПД и
хорошей всасывающей способностью. Насосы типа Д, 1Д и 2Д
-

центробежный,
горизонтальные, одноступенчатые с двусторонним полуспиральным подводом жидкости к
рабочему колесу и спиральным отводом. Корпус насоса имеет разъем в
горизонтальном
плоскости. Всасывающий и напорный патрубки выполнены в нижней части корпуса, что
позволяет проводить разборку насоса для замены деталей ротора без отсоединения
трубопровода и демонтажа двигателя. Ротор насоса приводится во вращение
электродв
игателем через упругую втулочно
-
пальцевую муфту. Опорами ротора служат
радильные или радиально
-
упорные подшипники. Рабочее колесо двустороннего входа,
что позволяет в основном, уравновесить осевые силы. Для предотвращения протечек по
валу применяются двойн
ые сальниковые уплотнения.

Шестерённые многосекционные

насосы представляют собой агрегат состоящий из двух,
трех, четырех


соединенных вместе насосов и приводимых в действие от одного
приводного вала.

Каждая секция имеет независимый вход и выход. Возможно
соединение между собой
насосов различных серий


Сальники

устанавливаются в пространстве между кожухом и валом в месте его выхода
из насоса наружу и служат целям уплотнения. Сальник, расположенный со стороны
всасывания, не должен пропускать в насос воздух. Сальник со стороны нагнетания
должен предотвращать утечк
у жидкости из насоса. Нормально сальники центробежных
насосов имеют мягкую набивку, материалом для которой служит пенька, хлопок,
бумажная пряжа, асбестовый шнур, пропитанные салом вместе с графитом. Сальник со
стороны всасывания снабжается водяным затворо
м, состоящим из кольца, к которому
подводится жидкость из напорной линии, чем закрывается доступ воздуха внутрь насоса.
В кислотных насосах подобный затвор осуществляется специальной жидкостью. При
нагнетании жидкости с повышенной температурой сальники обя
зательно имеют
охлаждающие рубашки.

Торцевое уплотнение


это устройство, которое образует вращающееся уплотнение
между подвижной и неподвижной частями. Они были разработаны для устранения
недостатков сальниковой набивки. Утечка может быть снижена до уровн
я соблюдения
экологических стандартов


Преимущества торцевого уплотнения по сравнению с обычной сальниковой набивкой:

1. Отсутствие или ограниченная утечка перекачиваемой жидкости.

2. Уменьшение трения и потери мощности насоса.

3. Элимирование

вала или втулки износа.

4. Сокращение расходов на обслуживание.

5. Возможность использования при более высоких давлениях и более агрессивных средах.

6. Широкое разнообразие конструкций позволяет использовать торцевые уплотнения
почти во всех насосах.

2.

У
становки по подготовке сточных вод для заводнения нефтяных пластов
подразделяются на открытые и закрытые. Сточные воды в установке по подготовке
сточных вод открытого типа, поступающие с установки подготовки нефти, направляются
в песколовку, где осаждаютс
я крупные механические примеси. Из песколовки сточная
вода самотеком поступает в нефтеловушку, которая служит для отделения от воды
основной массы нефти и механических примесей. Принцип действия ее основан на
гравитационном разделении при малой скорости дв
ижения сточной воды (менее 0,03 м/с).
При такой скорости движения сточной воды капли нефти диаметром более 0,5
мм


успевают всплыть на поверхность. Скопившуюся в ловушке нефть отводят по
нефтесборной трубе и насосом подают на установку подготовки нефти н
а повторную
обработку. После нефтеловушки сточные воды для доочистки от нефти и механических
примесей поступает в пруды
-
отстойники , где продолжительность отстаивания может
быть от нескольких часов до двух суток. Иногда для ускорения процесса осаждения
тве
рдых взвешенных

частиц или нейтрализации сточныхвод перед прудами
-
отстойниками
к воде добавляют химические вещества: известь, сернокислый алюминий, аммиак и др.
После прудов
-
отстойников содержание нефти в сточной воде составляет 30

40 мг/л, а
механических
примесей


20


30 мг/л. Такая глубина подготовки сточной воды I
обычно достаточна для закачки ее в поглощающие пласты и в этом случае вода через
камеры 5 и 6 поступает на прием насосов 7, осуществляющих закачку ее в поглощающие
скважины.

Закачка воды в на
гнетательные скважины требует более глубокой ее очистки. В этом
случае сточная вода из камеры 6 насосом 8 направляется в попеременно работающие
фильтры 9 и 10. В качестве фильтрующего материала используют кварцевый песок
(фракция 0,5

1,5 мм), антрацитовую
крошку, керамзитовый песок, графит и др. Сточная
вода, поступающая в фильтр, должна содержать нефти не более 40 мг/л и механических
примесей не более 50 мг/л. Остаточное содержание нефти и механических примесей после
фильтра составляет 2

10 мг/л. Из фильтр
а очищенная вода  поступает в емкость 11,
откуда насосом высокого давления 14 закачивается в нагнетательную скважину.

3.14 билет 3 вопрос

4.

Санитарно
-
бытовое
обеспечение работников возлага
ется на работодателей и
регламентируется СНиП 2.09.04
-
87 «Админис
тративные и бытовые здания». В состав
санитарно
-
бытовых помещений входят гардеробные, душевые, умывальные, уборные,
комнаты гигиены женщин, кури
тельные, места для размещения полудушей, сауны,
устрой
ства питьевого водоснабжения, помещения для обогрева или

охлаждения,
обработки, хранения и выдачи спецодеж
ды, стирки ее и др.

Предусматриваются три способа организации хране
ния специальной и домашней одежды:



попеременное в одном отделении шкафа;



в разных отделениях шкафа в одном помещении;



в разных
помещениях.

Для хранения одежды предусматриваются следующие виды оборудования: запираемые
(закрытые) шкафы, от
крытые шкафы и вешалки.

В зависимости от списочной численности работающих и группы производственных
процессов гардеробные могут быть общими для в
сех групп производственных процессов
или отдельными для каждой из групп.

В случае, когда чистка или обезвреживание спецоде
жды должны производиться после
каждой смены, вместо гардеробных предусматриваются раздаточные спецодежды.

Число душевых, умывальников

и специальных бытовых устройств определяется по
численности работающих в смене или части этой смены, одновременно оканчивающих
работу с учетом группы производственного процесса. Душевые обору
дуются кабинами
открытого или закрытого типа.

Помещения для лич
ной гигиены женщин предназна
чены для проведения гигиенических
процедур. Они обору
дуются «биде» со смесителями холодной и горячей воды, бачком для
мусора, крючками для одежды, белья, скамьёй, индивидуальными кабинами.

Все санитарно
-
бытовые помещения должн
ы ежеднев
но убираться и регулярно
проветриваться.

Гардеробные, раздевальные, душевые и другие сани
тарно
-
бытовые помещения и
устройства должны периоди
чески подвергаться дезинфекции.

Нормы площади помещений на 1 человека, единицу оборудования, расчетное ч
исло
работников, обслуживае
мых на единицу оборудования в санитарно
-
бытовых поме
щениях,
регламентируются вышеуказанным СНиП.

5
.

Основную пожарную опасность для ГПА
представляют аварии, связанные с
разгерметизацией газопроводов, разрушение лопаток и подшип
ников турбопривода и
компрессора нагнетателя, разгерметизации узлов стыка трубопроводов, агрегатов и
маслобаков системы маслоподачи.Источниками загорания могут служить

попадание и возгорание масла на разо
-
гретых поверхностях, технологические

выхлопные газы, искры от поврежденного электрооборудования и, конечно, на
-

рушение персоналом правил пожарной безопасности.Взрывоопасность оборудования
определяется возможностью образования взрывоопасных смесей транспортируемого газа,
а также свойствами ма
сел применяемых в системе смазки компрессора газотурбинного
привода. В составе ГПА выделяются три зоны пожарной опасности: зоны размещения
приводного газотурбинного агрегата, нагнетателя и маслоблока.Для тушения пожаров на
ГПА рекомендуется применять индив
идуальные и ком
-
бинированные установки
пожаротушения (КУП) [2]. КУП предполагает две очереди ввода в действие огнетушащих
веществ (ОВ). Первым темпом обеспечивается подавление пожара в начальной стадии
развития, вторым


ликвидируется возможность повторног
о воспламенения.В КУП
используются различные комбинации ОВ


пена средней кратности, порошок,
распыленная вода, газ.При выборе ОВ необходимо принимать во внимание их
эксплуатационные возможности и эффективность при туше

нии турбинного масла,
природного газ
а и электрических кабелей.Выбор установок пожаротушения определяется
типом исполнения помещения ГПА, эксплуатационными и экономическимипараметрами.


Приложенные файлы

  • pdf 1196804
    Размер файла: 709 kB Загрузок: 0

Добавить комментарий