Более сложные работы, связанные с ликвидацией аварии с обсадной колонной (слом, смятие), с изоляцией появившейся в скважине воды, переходом на другой продуктивный горизонт, ловлей оборвавшихся труб, кабеля, тартального каната или какого-либо инструмента, относятся к категории капитального ремонта.

Работы по капитальному ремонту скважин выполняют специальные бригады. Задачей промысловых работников, в том числе и работников подземного ремонта скважин, является сокращение сроков подземного ремонта, максимальное увеличение межремонтного периода работы скважин.

Высококачественный подземный ремонт - главное условие увеличения добычи нефти и газа. Чем выше качество ремонта, тем больше межремонтный период и тем эффективнее эксплуатация скважины.

Под межремонтным периодом работы скважин понимается продолжительность фактической эксплуатации скважины от ремонта до ремонта, т.е. время между двумя последовательно проводимыми ремонтами.

Продолжительность межремонтного периода работы скважины обычно определяют один раз в квартал (или полугодие) путем деления числа скважино-дней, отработанных в течение квартала (полугодия), на число подземных ремонтов за то же рабочее время в данной скважине.

Для удлинения межремонтного периода большое значение имеет комплексный ремонт - ремонт наземного оборудования и подземный ремонт скважины. Чтобы гарантийный срок работы скважины был выдержан, ремонт наземного оборудования должен быть совмещен с подземным ремонтом. Поэтому на промысле заранее должны быть составлены комплексные графики на подземный ремонт и на ремонт наземного оборудования.

Коэффициент эксплуатации скважин - отношение времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год.

Коэффициент эксплуатации всегда меньше 1 и в среднем по нефте- и газодобывающим предприятиям составляет 0,94 -0,98, т.е. от 2 до 6 % общего времени приходится на ремонтные работы в скважинах.

Текущий ремонт выполняет бригада по подземному ремонту. Организация вахтовая - 3 чел.: оператор с помощником у устья и тракторист-шофер на лебедке.

Капитальный ремонт выполняют бригады капитального ремонта, входящие в состав сервисных предприятий нефтяных компаний.

23. МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА

Дополнительный приток нефти в скважины, а следовательно, и дополнительный дебит обеспечивают применение методов увеличения проницаемости призабойной зоны пласта. На окончательной стадии бурения скважины глинистый раствор может проникать в поры и капилляры призабойной зоны пласта, снижая ее проницаемость. Снижение проницаемости этой зоны, загрязнение ее возможно и в процессе эксплуатации скважины. Проницаемость призабойной зоны продуктивного пласта увеличивают за счет применения различных методов:

химических (кислотные обработки),

механических (гидравлический разрыв пласта и с помощью импульсно-ударного воздействия и взрывов),

тепловых (паротепловая обработка, электропрогрев) и их комбинированием.

Кислотная обработка скважин связана с подачей на забой скважины под определенным давлением растворов кислот. Растворы кислот под давлением проникают в имеющиеся в пласте мелкие поры и трещины и расширяют их. Одновременно с этим образуются новые каналы, по которым нефть может проникать к забою скважины. Для кислотной обработки применяют в основном водные растворы соляной и плавиковой (фтористоводородной) кислоты. Концентрация кислоты в растворе обычно принимается равной 1015 %, что связано с опасностью коррозионного разрушения труб и оборудования. Однако в связи с широким использованием высокоэффективных ингибиторов коррозии и снижением опасности коррозии концентрацию кислоты в растворе увеличивают до 2528 %, что позволяет повысить эффективность кислотной обработки. Длительность кислотной обработки скважин зависит от многих факторов -- температуры на забое скважины, генезиса пород продуктивного пласта, их химического состава, концентрации раствора, давления закачки. Технологический процесс кислотной обработки скважин включает операции заполнения скважины кислотным раствором, продавливание кислотного раствора в пласт при герметизации устья скважин закрытием задвижки. После окончания процесса продавливания скважину оставляют на некоторое время под давлением для реагирования кислоты с породами продуктивного пласта. Длительность кислотной обработки после продавливания составляет 1216 ч на месторождениях с температурой на забое не более 40°С и 23 ч при забойных температурах 100150°С.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) заключается в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся трещины нагнетают песок, чтобы после снятия давления трещина не сомкнулась. Трещины, образовавшиеся в пласте, являются проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин может достигать нескольких десятков метров, ширина их 1ч4 мм. После гидроразрыва пласта производительность скважины часто увеличивается в несколько раз.

Операция ГРП состоит из следующих этапов: закачки жидкости разрыва для образования трещин; закачки жидкости -- песконосителя; закачки жидкости для продавливания песка в трещины.

Гидропескоструйная перфорация скважин - применяется для создания каналов, соединяющих ствол скважины с пластом при кислотной обработке скважины и других методах воздействия. Метод основан на использовании кинетической энергии и абразивных свойств струи жидкости с песком, истекающей с большой скоростью из насадок перфоратора и направленной на стенку скважины. За короткое время струя жидкости с песком образует отверстие или прорезь в обсадной колонне и канал или щель в цементном камне и породе пласта. Жидкость с песком направляется к насадкам перфоратора по колонне насосно-компрессорных труб с помощью насосов, установленных у скважины.

Виброобработка забоев скважин заключается в том, что на забое скважины с помощью вибратора формируются волновые возмущения среды в виде частых гидравлических импульсов или резких колебаний давления различной частоты и амплитуды. При этом повышается проводимость пластовых систем вследствие образования новых и расширения старых трещин и очистки призабойной зоны.

Торпедирование скважин состоит в том, что заряженную взрывчатым веществом (ВВ) торпеду спускают в скважину и взрывают против продуктивного пласта. При взрыве образуется каверна, в результате чего увеличиваются диаметр скважины и сеть трещин.

Тепловое воздействие на призабойную зону используют в том случае, если добываемая нефть содержит смолу или парафин. Существует несколько видов теплового воздействия: электротепловая обработка; закачка в скважину горячих жидкостей; паротепловая обработка.

Термокислотную обработку скважин применяют на месторождениях нефтей с большим содержанием парафина. В этом случае перед кислотной обработкой скважину промывают горячей нефтью или призабойную зону пласта прогревают каким-либо нагревателем для расплавления осадков парафинистых отложений. Сразу после этого проводят кислотную обработку.

24. ТРАНСПОРТ НЕФТИ

Трубопроводный транспорт нефтегрузов осуществляется по специальным трубопроводам от мест производства к местам потребления. По перекачиваемому продукту магистральные трубопроводы подразделяют на нефтепроводы, перекачивающие нефть, и нефтепродуктоводы, перекачивающие бензины, дизельные топлива, керосины, мазуты. К магистральным нефтепроводам относятся трубопроводы диаметром от 529 до 1220 мм и протяженностью 50 км и более, предназначенные для доставки нефти из районов добычи на нефтеперерабатывающие заводы или пункты налива нефти в железнодорожные вагоны-цистерны или в места погрузки ее на танкеры. К магистральным нефтепродуктоводам относятся трубопроводы диаметром не менее 219 мм и протяженностью 50 км и более, предназначенные для транспортировки нефтепродуктов из районов их производства, а также перевалочных нефтебаз в районы потребления - до распределительных нефтебаз, наливных станций, портов, крупных промышленных предприятий, ТЭЦ и др.

Достоинства трубопроводного транспорта:

наиболее низкая себестоимость перекачки;

небольшие удельные капитальные вложения на единицу транспортируемого груза и быстрая окупаемость затрат при строительстве трубопроводов;

бесперебойная поставка в течение года, практически не зависящая от климатических условий;

высокая производительность труда;

незначительные потери нефтей и нефтепродуктов при перекачке;

сравнительно короткие сроки строительства;

возможность перекачки нескольких сортов нефти и нефтепродуктов по одному трубопроводу;

возможность наращивания пропускной способности трубопровода за счет строительства дополнительных насосных станций и прокладки параллельных участков (лупингов).

Недостатки трубопроводного транспорта:

крупные единовременные капитальные вложения в строительство (необходимо проложить весь трубопровод);

потребность в крупных материальных затратах на заполнение всего трубопровода нефтью или нефтепродуктом при вводе в эксплуатацию. Особенно велики эти затраты для магистральных нефтепродуктоводов: большая металлоемкость, необходимость устойчивого грузопотока на длительное время, небольшая скорость движения нефти и нефтепродуктов (5 10 км/ч).

Автомобильный транспорт - основной вид транспорта для доставки нефтепродуктов с распределительных нефтебаз и наливных пунктов непосредственно к местам потребления (на АЗС, заводы, фабрики, автобазы и тд.). Для перевозки нефти автотранспорт практически не используют. Перевозки нефтепродуктов автомобильным транспортом осуществляют, в основном, в пределах нескольких десятков километров. При больших расстояниях автотранспорт неэкономичен по сравнению с железнодорожным, и его применяют лишь там, где отсутствует сеть других видов транспорта (например, на Севере и т.д.). Массовые нефтепродукты (бензин, дизельное топливо, мазут, некоторые масла) перевозят в специализированных автомобильных цистернах и автоприцепах, мелкие партии нефтепродуктов - в таре на бортовых машинах.

К достоинствам автотранспорта следует отнести:

доставку небольших партий нефтепродуктов на различные расстояния с большой скоростью;

большую маневренность и высокую проходимость;

высокую оперативность.

Недостатки:

высокие затраты на эксплуатацию, в 10 20 раз стоимость перевозок автотранспортом выше, чем по железной дороге;

сравнительно небольшая грузоподъемность автоцистерн, неполная загрузка подвижных средств из-за порожних пробегов цистерн;

зависимость от наличия и технического состояния дорог.

Станки - качалки обеспечивают длину хода точки подвески штанг от 300 мм ( станок 1СК1,5-0,42-100) до 4200 мм (станок 9СК20-4,2-12000) и число качаний от 4,7 до 15,5. Типоразмеры станков - качалок - СК и СКН. (СКД)

Шифр станка - качалки, например СКН3-1515 означает: станок - качалка нормального ряда, допустимая нагрузка 3 тс, наибольшая длина хода 15 дм, наибольшее число качаний в минуту - 15.

Шифр станка - качалки 1СК 1,5 -0,42-100 означает : станок - качалка первого типа, допустимая нагрузка 1,5 тс, наибольшая длина хода 0,42 м, наибольший допускаемый момент 100 кгсм.

Две трети фонда (66%) действующих скважин стран СНГ (примерно 16,3% всего объема добычи нефти) эксплуатируются ШСНУ. Дебит скважин составляет от десятков килограммов в сутки до нескольких тонн. Насосы спускают на глубину от нескольких десятков метров до 3000 м., а в отдельных скважинах на 3200 3400 м.

1. Наземное оборудование: станок-качалка (СК), оборудование устья.

2. Подземное оборудование: насосно-компрессорные трубы (НКТ), насос-ные штанги (НШ), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Отличительная особенность ШСНУ обстоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг (рис. 3.12).

Штанговая глубинная насосная установка (рис. 3.12) состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4 насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка-качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1.

Рис. Схема установки штангового скважинного насоса ШСНУ

1. Назначение, устройство электроконтактного манометра типа ВЭ 16 Рб.

Взрывозащищенный электроконтактный манометр предназначен для замера давления жидкостей, газов и смесей. Устанавливается на трубах на штуцерах или на капиллярных трубках.

2. Регулирование дебита фонтанных скважин, штуцер, его назначение. Для регулирования работы скважины на выкидных линиях после задвижек устанавливаются так называемые штуцера, которые представляют собой насадку с относительно небольшим проходным сечением (обычно круглым). Диаметр отверстия в штуцере может быть от 2-3 до 20 мм и более. Чем меньше отверстие , тем большее сопротивление создает штуцер на пути движения жидкости, тем выше буферное и забойное давление скважины и тем меньше, следовательно ее дебит.

3. Правила безопасности при обслуживании станка -качалки. Устье скважины оборудуется запорной арматурой и сальниковым устройством для герметизации штока. Обвязка устья скважины должна позволять смену набивки сальника полированного штока при наличии давления в скважине, замер устьевого давления и температуры. До начала ремонтных работ или перед осмотром оборудования периодически работающей скважины электродвигатель должен отключаться, контргруз должен быть опущен в нижнее положение и заблокирован тормозным устройством, а на пусковом устройстве вывешен плакат «Не включать, работают люди!» На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением станков - качалок вблизи пускового устройства на видном месте должны быть укреплены плакаты с надписью : «Внимание! Пуск автоматический!» Кривошипно -шатунный механизм станка - качалки, площадка для обслуживания электропривода должны быть окрашены и иметь ограждения. Системы замера дебита, системы контроля пуска, остановки скважины должны иметь выход на диспетчерский пункт. Станок - качалка должен быть установлен так, чтобы исключалось соприкосновение движущихся частей с фундаментом или грунтом. Для обслуживания тормоза станка - качалки устраивается площадка с ограждением. При крайнем нижнем положении головки балансира расстояние между траверсой подвески сальникового штока или штангодержателя и устьевым сальником должно быть не менее 20 см. Кондуктор (промежуточная колонна) должен быть связан с рамой станка - качалки не менее чем двумя заземляющими стальными проводниками, приваренными в разных местах к кондуктору ( технической колонне) и раме. Сечение прямоугольного проводника должно быть не менее 48 мм2, толщина стенок угловой стали - не менее 4 мм, диаметр круглых заземлителей - 10 мм. заземляющие проводники, соединяющие раму станка - качалки с кондуктором (технической колонной) должны быть заглублены в землю не менее чем на 0,5 м. В качестве заземляющих проводников может применяться сталь круглая, полосовая, угловая или другого профиля. Применение для этих целей стального каната запрещается. Соединения заземляющих проводников должны быть доступны для осмотра.

5. Оказание первой помощи при отравлениях газами (H2S) Наиболее опасными являются нефтяные газы, в состав которых входит сероводород. При больших концентрациях запах сероводорода ощущается слабее или совсем не ощущается. Это свойство сероводорода может создать ложное впечатление об отсутствии опасности.

При отравлении сероводородом пострадавшего следует вывести на свежий воздух, освободить от стесняющей одежды, тепло укрыть, согреть, к ногам положить грелки, напоить горячим чаем или теплым молоком. Если имеется кислород, давать его длительное время с небольшими перерывами, если дыхание пораженного ослабевает - делать искусственное дыхание.

1. Устройство насоса ЭЦН, типоразмеры ЭЦН. Погружной центробежный электронасос состоит из следующих основных частей: многоступенчатого центробежного насоса, электродвигателя и протектора, который предохраняет двигатель от проникновения в него нефти или воды и обеспечивает подачу смазки к подшипникам двигателя и насоса. Эти части закрыты стальными герметичными кожухами. Рабочие колеса насоса расположены на общем с электродвигателем валу. Число рабочих колес (ступеней) может изменяться в широко диапазоне (от 80 до 300). Весь агрегат спускается в скважину на насосно - компрессорных трубах Энергия к двигателю подается по специальному кабелю, который спускается с колонной труб и крепится к последним снаружи с помощью специальных хомутов. Откачиваемая жидкость подается на поверхность по насосно-компрессорным трубам. На устье устанавливается легкая арматура, обеспечивающая подачу струи в выкидную линию, возможность измерения буферного, а при необходимости и затрубного давления, возможность установки регулирующего штуцера и лубрикатора для спуска приборов, а также отбора проб жидкости. Основные параметры: подача м3/сут, развиваемый напор в метрах, чем выше развиваемый напор, тем ниже его подача. Выпускается несколько типов ЭЦН в диапазоне подачи от 40 до 500 м3/сут и напора от 400 до 1400 м. Эффективность его снижается при наличии газа.

2. Назначение, устройство, принцип действия манометрического термометра. Манометрические термометры обычно состоят из резервуара, заполненного рабочим веществом и соединенного металлическим капилляром с манометром . Резервуар (термобаллон) представляет собой металлический толстостенный сосуд, объем которого от давления практически не изменяется. Поэтому при измерении температуры давление вещества, лишенного возможности свободно расширяться, повышается или понижается. По роду заполнителя среди манометрических термометров выделяют жидкостные и газовые. Конденсационные термометры имеют неравномерную шкалу, так как давление насыщенных паров не пропорционально изменению температуры, их заполнитель - жидкость, кипящая при низких температурах (ацетон, бензол, фреон). Их погрешность в меньшей степени зависит от температуры окружающей среды, так как давление насыщенных паров зависит только от температуры на границе раздела жидкость - пар. Поэтому длина капилляра может быть увеличена до 75 м. На погрешность жидкостных манометрических термометров существенно влияют колебания температуры окружающей среды, особенно при большой длине капилляра. Для уменьшения погрешности измерения необходимо увеличить объем термобаллона или уменьшить длину капилляра. В газовых термометрах длина капилляра не должна быть более 60 м, а в жидкостных более 10 м.

3. Осложнения при фонтанной эксплуатации скважин и методы борьбы с ними. На работу фонтанной скважины влияют забойное и устьевое давление, содержание в нефти растворенного газа, наличие песка в продукции, степень обводненности, содержание парафина в нефти. Из-за свободного газа происходит пульсация скважины - периодический выброс свободного газа. Пульсация приводит к преждевременному износу оборудования, расположенного на поверхности, а также к разрушению породы пласта в призабойной зоне и выносу песка. Во избежание этого производят отбор газа из кольцевого пространства. Для поддержания постоянного затрубного давления в этом случае на выкидной линии у скважины устанавливается регулятор давления. Производят изоляцию затрубного пространства у башмака фонтанных труб путем установки специального пакера. Также оборудуют нижнюю часть фонтанных труб башмачной воронкой. Наличие песка осложняет эксплуатацию. Песок разъедает трубы и арматуру и часто приводит к снижению производительности скважин и даже к прекращению фонтанирования. Борьба с песчаными пробками состоит в оборудовании забоев скважин специальными фильтрами или закрепляют породу в призабойной зоне путем ввода в нее цементирующих веществ. Песчаные пробки ликвидируют при подземном ремонте. При установившемся режиме работы без пульсаций граница раздела между нефтью и водой устанавливается на уровне башмака фонтанных труб, а вода и нефть поступают на поверхность в том же объемном соотношении, в каком они притекают из пласта в ствол. Но водосодержание потока в нижней части подъемных труб обычно больше , чем в верхней. Борьба с парафином ведется следующими основными способами: механическим (скребки); тепловым (промывка паром или горячей нефтью);применением подъемных труб с гладкой внутренней поверхностью (остеклованных или лакированных), применение растворителей.

4. Что такое шаговое напряжение? Как выйти из зоны шагового напряжения? Напряжение шага - это напряжение между точками земли, обусловленное растеканием тока замыкания на землю при одновременном касании их ногами человека. Численно напряжение шага равно разности потенциалов точек, на которых находятся ноги человека. Напряжение шага максимально у заземлителя и уменьшается по мере удаления от заземлителя; вне поля растекания оно равно нулю. Напряженность шага также увеличивается с увеличением ширины шага. Условия поражения в этом случае проходит через ноги- нижнюю петлю. Значительные напряжения шага вызывают судороги в ногах, человек падает, после чего цепь тока замыкается вдоль всего тела человека. Выходить из зоны поражения следует мелкими шагами, лучше скользить по земле, не отрывая ног.

5. Несчастные случаи. Классификация. Оплата. Несчастный случай на производстве - это случай воздействия на работающего опасного производственного фактора при выполнении работающим трудовых обязанностей или задания руководителя работ. К опасным производственным факторам относятся движущиеся машины и механизмы; различные подъемно - транспортные устройства и перемещаемые грузы; незащищенные подвижные элементы производственного оборудования (приводные и передаточные механизмы, режущие инструменты, вращающиеся и перемещающиеся приспособления и др.); отлетающие частицы обрабатываемого материала и инструмента; электрический ток, повышенная температура поверхности оборудования и обрабатываемых материалов и т.д. Несчастные случаи классифицируют на бытовые и связанные с трудовой деятельностью. В свою очередь несчастные случаи, связанные с трудовой деятельностью классифицируются на несчастные случаи на производстве ( на транспорте, предоставляемом предприятием и несчастный случай при выполнении трудовых обязанностей) и несчастный случай вне производства. При выполнении трудовых обязанностей различают несчастный случай на территории предприятии ( на рабочем месте, вблизи рабочего места, связан с производством, не связан с производством) и вне территории предприятия ( командировка, задание предприятия). Несчастные случаи вне производства классифицируются: по пути на работу или с работы, при выполнении государственных или общественных поручений, при выполнении заданий профсоюзных или общественных органов, при выполнении гражданского долга, спасении жизни людей, защиты правопорядка, при выполнении функции донора. Оплата несчастных случаев производится по больничным листам из расчета среднемесячного заработка ( за последние 3 месяца) 100%.

1. Способы эксплуатации скважин. Фонтанирование скважины может происходить лишь в том случае, если давление на ее забое превышает гидростатическое давление жидкости, заполняющее ствол скважины. Для обеспечения фонтанной добычи газа требуются значительно меньшие забойные давления, чем для добычи жидкости. Подъем газонефтяной смеси осуществляется по колонне насосно-компрессорных труб, спускаемых в скважину до верхних отверстий фильтра или перфорационых отверстий. На устье устанавливается фонтанная арматура. Компрессорную эксплуатацию скважин можно рассматривать как искусственное продолжение фонтанирование. При этом способе дополнительно к пластовому газу в скважину подводят углеводородный газ ( газлифт) или воздух (эрлифт). Эксплуатация скважин штанговыми насосами заключается в опускании на колонне подъемных труб в скважину поршневого насоса. В верхней части устанавливается нагнетательный шаровой клапан, в нижней части всасывающий клапан. Плунжер подвешен на колонне насосных штанг, которые передают ему возвратно - поступательное движение от станка- качалки. ЭЦН - получает энергию по кабелю который спускается с колонной труб и крепится к последним снаружи с помощью специальных хомутов. Откачиваемая жидкость подается на поверхность по насосно-компрессорным трубам. На устье устанавливается легкая арматура, обеспечивающая подачу струи в выкидную линию, возможность измерения буферного, а при необходимости и затрубного давления, возможность установки регулирующего штуцера и лубрикатора для спуска приборов, а также отбора проб жидкости.

2. Назначение и устройство фонтанной арматуры. Схемы фонтанной арматуры. Нижняя часть фонтанной арматуры, называемая трубной головкой, состоит из крестовины, задвижек и катушки, служащей для подвески колонны подъемных труб. Над катушкой устанавливаются задвижка, называемая коренной. А также тройники, от которых отводятся нижняя и верхняя выкидные линии (струны). Задвижка, устанавливаемая между тройниками, называется межструнной. А задвижка под лубрикатором - буферной. Над ней монтируется так называемая головка или лубрикатор. На головке также устанавливается манометр, предназначенный для измерения давления, называемого буферным или устьевым. К левой крайней задвижке присоединяется глухой патрубок с вентилем для установки манометра, предназначенного для измерения давления в затрубном пространстве. Если манометр снять, то через вентиль можно выпускать скопившееся в затрубном пространстве газ или нефть. К первой правой нижней задвижке в период освоения подсоединяется водяная, нефтяная или газовая линии. Этот отвод от затрубного пространства используется также при промывках скважины от песка и других ремонтных работах При необходимости его можно использовать для эксплуатации скважины через затрубное пространство. Из двух выкидных линий, подсоединяемых к боковым отводам тройников, одна запасная, (обычно нижняя), используемая лишь для кратковременной эксплуатации на период ремонта основной линии. По рабочей выкидной линии продукция скважины направляется в сепарационно - измерительную установку. На этой же линии смонтирован небольшой патрубок с краном, предназначенный для отбора проб продукции скважины с целью определения в ней воды. Для регулирования режима работы скважины на выкидных линиях после задвижек устанавливаются так называемые штуцера (насадки с круглым отверстием небольшого диаметра).В практике используются фонтанные арматуры, рассчитанные на рабочее давление 4;7,5;12,5;20;30; и 50 Мпа. По типу соединений арматуры делятся на фланцевые и резьбовые, по числу спускаемых труб на однорядные и двухрядные. По конструкции на тройниковые и крестовые, по размерам проходного сечения на 100 и 63 мм.

Типовые схемы фонтанных елок:

тройниковые - схемы 1, 2, 3 и 4; крестовые - схемы 5 и 6 (1 - переводник к трубной головке; 2 - тройник; 3 - запорное устройство; 4 - манометр с запорно-разрядным устройством; 5 - дроссель; 6 - ответный фланец; 7 - крестовина) нефть газовый месторождение скважина

Рис. Комплекс устьевого фонтанного оборудования:

1 - оборудование обвязки обсадных колонн;

2 - фонтанная арматура; 3 - манифольд; 4 - станция управления арматурой.

Пример обозначения: АФК6В-80/50Х70ХЛ-К2а

Способ подвешивания скважинного трубопровода:

в трубной головке - не обозначается, в переводнике к трубной головке - К, для эксплуатации скважин УЭЦН - Э

Обозначение типовой схемы елки для арматуры с двумя

трубными головками к номеру схемы добавляют "а"

Обозначение системы управления запорными устройствами (с ручным управлением - не обозначают, с дистанционным - Д, с автоматическим - А, с дистанционным и автоматическим - В)

Условный проход ствола елки, мм

Условный проход боковых отводов елки, мм (при совпадении с условных проходом ствола не указывается)

Рабочее давление, МПа( кгс/см2)

Климатическое исполнение по ГОСТ 16350-80: для умеренного и умеренно холодного микроклиматических районов - не обозначается; для холодного макроклиматического района - ХЛ

Исполнения по составу скважинной среды:

c содержанием Н2S и СО2 до 0,003% по объему каждого - не обозначается;

с содержанием СО2 до 6% по объему - К1;

с содержанием Н2S и СО2 до 6% по объему каждого - К2 и К2И

Модификация арматуры или елки

3. Назначение и устройство устьевого оборудования при эксплуатации ШГН.

В основу способа эксплуатации скважин штанговыми насосами положено использование объемного насоса возвратгно - поступательного действия, спускаемого в скважину и приводимого в действие приводом, расположенным на поверхности. Скважинная установка состоит из привода, устьевого оборудования, колонны насосных штанг, колонны насосно - компрессорных труб, скважинного насоса и вспомогательного подземного оборудования. Привод предназначен для преобразования энергии двигателя в механическую энергию колонны насосных штанг, движущихся возвратно - поступательно. Колонна насосных штанг представляет собой стержень, состоящий из отдельных штанг, соединенных между собой резьбовыми соединениями. Колонна насосных штанг передает механическую энергию Станок - качалка состоит из преобразующего механизма ( четырехзвенника), редуктора скорости и ременной передачи. Четырехзвенник служит для преобразования вращательного движения кривошипного вала в поступательно- возвратное движение точки подвеса штанг. Он состоит из кривошипа, шатуна, плеча балансира и неподвижного звена. Редуктор предназначен для уменьшения частоты вращения кривошипного вала и соответственно увеличения вращательного момента на кривошипном валу по сравнению с моментом, развиваемом двигателем. Ременная передача предназначена для передачи вращательного движения при помощи шкивов, закрепленных на валах и приводного ремня.

4.Оказание первой помощи при ожогах и обморожениях. Для растирания замерзших частей тела следует применять сухие теплые перчатки или суконки. Растирание надо производить до возобновления в обмороженном участке кровообращения (нормальная окраска кожи). Растирать снегом не рекомендуется. В помещении обмороженную конечность нужно погрузить в воду сначала комнатной температуры. Постепенно воду следует заменять более теплой, доводя ее до температуры тела. После того как обмороженное место покраснеет на него необходимо положить стерильную салфетку и завязать теплой повязкой.

При более тяжелых обморожениях (появление пузырей, омертвение кожи, мышц, появление черноты на теле) растирать кожу нельзя. Следует наложить на пораженные места стерильную сухую повязку и отправить обмороженного в медпункт.

Ожоги бывают термические - вызванные огнем, паром, горячими предметами и веществами, химические - кислотами и щелочами и электрические - воздействием электрического тока или электрической дуги.

По глубине поражения все ожоги делятся на четыре степени: первая- покраснение и отек кожи; вторая- водяные пузыри; третья - омертвление поверхностных и глубоких слоев кожи; четвертая - обугливание кожи, поражение мышц, сухожилий и костей.

При тяжелых ожогах надо очень осторожно снять с пострадавшего одежду и обувь - лучше разрезать их. Нельзя касаться руками обожженного участка руками или смазывать его какими-либо мазями, маслами, вазелином или растворами. Не следует вскрывать пузыри, удалять приставшую мастику или другие смолистые вещества. Нельзя также отдирать обгоревшие и приставшие к ране куски одежды. Обожженную поверхность следует перевязать так же, как любую рану. Покрыть стерильной салфеткой или чистой глаженой полотняной тряпкой, сверху слой ваты и все закрепить бинтом.

Такой способ оказания первой помощи следует применять при всех ожогах, чем бы они не были вызваны - паром, вольтовой дугой, горячей мастикой, канифолью и др.

При ожогах глаз электрической дугой следует сделать холодный компресс или примочку из раствора борной кислоты и немедленно отправить пострадавшего к врачу.

При ожогах концентрированными кислотами (серной, соляной, азотной) пораженное место должно быть тщательно промыто обильной струей проточной воды в течение 10-15 минут. После этого пораженное место следует промыть 5% раствором марганца или 10% раствором питьевой соды ( одна чайная ложка на стакан воды). При попадании кислоты или ее паров в глаза и полость рта необходимо произвести промывание или полоскание пораженных мест 5% раствором питьевой соды, а при попадании кислоты в дыхательные пути- дышать распыленным при помощи пульверизатора 5% раствором питьевой соды.

При ожоге едкими щелочами (каустической содой, негашеной известью) пораженное место следует тщательно промывать обильной струей проточной воды в течение 10-15 минут, затем слабым раствором уксусной кислоты (3-6% по объему) или раствором борной кислоты ( одна чайная ложка на стакан воды). После этого пораженные места покрыть марлей, пропитанной 5% раствором уксусной кислоты.

При попадании едкой щелочи или ее паров в глаза и полость рта промывание пораженных мест следует производить 2% раствором борной кислоты

5. Требования безопасности при выполнении работ на высоте. Допускаются к работе только обученные, аттестованные рабочие. Не имеющие медицинских противопоказаний. Запрещается проводить работы на высоте при скорости ветра более 15 м/сек, во время грозы, ливня. Снегопада и при гололедице, а также в темное время суток без искусственного освещения, обеспечивающего безопасное ведение работ. К работе на высоте относят такие работы, при которых рабочие находятся на высоте более 1.3 м от уровня пола, земли или рабочего настила. Все работы на высоте разрешается производить с лесов или с рабочих площадок.. приставные лестницы и стремянки применяются при выполнении работ на высоте до 4 метров. Леса для выполнения работ на высоте должны быть заводского изготовления. Металлические леса должны быть заземлены. Рабочая площадка должна иметь настил, исключающий скольжение, выполненный из металлических листов или досок толщиной не менее 40 мм. Мин. Размер площадки - 2х3 м. Если рабочая площадка расположена на высоте 60 см и более от уровня земли, необходимо устанавливать перила высотой 1.25 м с продольными планками на расстоянии 40 см друг от друга и бортом высотой не менее 15 см. Рабочая площадка, расположенная на высоте 75 см, оборудуется ступенями, на высоте более 75 см - лестницами с перилами. Ширина лестницы должна быть не менее 65 см, расстояние между ступенями не более 25 см. Ступени должны иметь уклон внутрь 2-5 о. Площадки, лестницы, леса необходимо регулярно очищать от снега. Льда и грязи. При выполнении работ на высоте рабочие должны пользоваться предохранительными поясами и касками. Инструмент необходимо привязывать или применять специальные сумки и ящики. Сбрасывать любые предметы с высоты запрещается. Леса и подмости перед началом работы ежедневно осматриваются.

1. Методы поддержания пластового давления. Наиболее эффективен метод поддержания пластового давления закачкой воды. При освоении новых месторождений применяют метод нефтеотдачи - законтурное и внутриконтурное заводнение нефтяных пластов. Применение этого метода обеспечивает повышение удельного веса фонтанной добычи нефти. Заводнение продуктивных пластов (как метод поддержания пластового давления) применяется на всех нефтяных месторождениях. Для поддержания пластового давления используют сточные и пластовые воды. Это решает проблему защиты водных ресурсов и окружающей среды. При законтурном заводнении нагнетательные скважины размещаются за внешним контуром нефтеносности. При приконтурном заводнении скважины располагают между внутренним и внешним контуром нефтеносности в водонефтяной зоне пласта. Может быть их сочетание. Применяют также две разновидности внутриконтурного заводнения - -осевое и очаговое. Осевое разрезает залежь на участки а очаговое применяют при доработке месторождения, при довыработке нефти из тупиковых зон. Барьерное заводнение применяют при разработке относительно пологих залежей, имеющих газовую шапку. Закачка газа или воздуха в продуктивные пласты осуществляется на практике только в двух вариантах: - в повышенную часть залежи и с целью увеличения давления в имеющейся газовой шапке или искусственного ее создания либо по одной из площадных схем заводнения. В последние годы применяют закачку горячей воды и пара, создание процессов пламенного и беспламенного горения нефти в пластах, вытеснение нефти различного рода растворителями и т.д. Поддержание пластового давления при разработке газовых залежей практически не применяется.

2. Фонтанная эксплуатация скважин. Фонтанирование скважины может происходить лишь в том случае, если давление на забой превышает гидростатическое давление жидкости, заполняющей ствол скважины . Для обеспечения фонтанной добычи газа требуются значительно меньшие давления. Для извлечения жидкости из пласта фонтанным способом требуется тем меньшее забойное давление, чем больше свободного газа поступает вместе с ней из пласта и чем больше выделяется газа, бывшего в растворенном состоянии. Если забойное давление в процессе эксплуатации будет оставаться постоянным, а в продукции скважины будет возрастать количество попутно добываемой воды, то в определенный момент фонтанирование может прекратиться. Фонтанирование может прекратиться и в том случае, если давление в пласте вследствие работы данной скважины и других снизится до величины, меньшей Р заб.ф. При фонтанной эксплуатации подъем газонефтяной смеси от забоя до устья осуществляется по колонне насосно- компрессорных труб, спускаемых в скважину обычно до верхних отверстий фильтра или перфорационных отверстий. Для продления срока фонтанирования скважин уменьшают диаметр НКТ. Использование НКТ облегчает борьбу с отложениями парафина и очистка скважины от песка и т.д. Для подвески подъемных труб и герметизации затрубного пространства на устье скважины устанавливается фонтанная арматура.

3. Погрешности и классы точности КИП. Отклонение результатов измерения от истинного значения измеряемой величины называется погрешностью (ошибкой) измерения. Абсолютная погрешность это разность между результатом измерения и действительным значением измеряемой величины. Но она недостаточно полно характеризует измерение. Относительная погрешность представляет собой отношение абсолютной погрешности к действительному значению измеряемой величины. Это число отвлеченное и выражается в процентах. Абсолютной погрешностью прибора называется разность между показанием прибора и ее действительным значением. Оценка погрешностей прибора проводится по образцовым мерам или показаниям образцовых приборов. Относительной погрешностью прибора называется отношение абсолютной погрешности к действительному значению измеряемой величины. Когда же погрешность прибора выражается в процентах от верхнего предела или диапазона измерений, тогда она называется приведенной. Погрешность прибора определяется при данных конкретных внешних условиях (давление и температура окружающей среды, напряженность питания, влажность воздуха и т.д.). Называют это нормальными условиями. Погрешность, свойственная средству измерения, называется основной погрешностью. Отклонение нормальных условий может вызвать дополнительную погрешность прибора. Пределом допускаемой основной погрешности измерительного прибора называют наибольшую погрешность (абсолютную, приведенную или относительную) при которой данное средство измерений может быть допущено к применению. Этот предел устанавливается техническими условиями на приборы или стандартами. Чтобы установить для измерительных приборов единую характеристику, позволяющую оценить их метрологические свойства, вводиться понятие класса точности, под которым понимается обобщенная характеристика средств измерений, определяемая пределами допускаемых основных и дополнительных погрешностей, а также другими свойствами этих средств, влияющими на точность. Если допускаемая погрешность измерительного прибора выражается значением относительной или приведенной погрешности, то класс точности приборов обозначается числом, совпадающим со значением допускаемой погрешности. Следовательно, если манометр имеет класс точности 0,5, то его допускаемая погрешность равна 0,5% от предела измерения. Это значит, что погрешность прибора, имеющего предел измерения, допкстим,30 МПа, не должна превышать плюс минус 0,15 МПа. Ряды классов точности устанавливаются в стандартах на отдельные виды средств измерений. Так классы точности приборов, предназначенных для измерения давления (наиболее распространенных технических манометров) равны:0,16; 0,25; 0,4; 0,6; 1,0; 1,5; 2,5.

4. Понятие о нефти, ее свойства. Воздействие нефти на организм человека.

Нефть - это смесь углеводородов. Одни углеводороды при нормальных условиях находятся в газообразном состоянии (природный и нефтяной газы) другие в жидком (нефть) и есть углеводороды в твердом состоянии (парафины). В среднем в нети содержится 82-87% углерода (С), 11-14% водорода (Н) и 0,4-1% примесей - соединений, содержащих кислород, серу, азот, асфальтовые и смолистые вещества. Каждый углеводород имеет свою температуру кипения. В первую очередь выкипают легкие углеводороды, в последнюю тяжелые. Это используют при определении товарных качеств нефти. По содержанию смолистых веществ нефти подразделяют на малосмолистые (18%), смолистые (18-35%), высокосмолистые (более 35%). По содержанию парафина: беспарафинистые (1%), слабопарафинистые (1-2%),парафинистые (более 2%).По содержанию серы : малосернистые (до 0,5%), сернистые (0,5-2%),высокосернистые (более 2%). О качестве нефти в промысловой практике ориентировочно судят по ее плотности. Это масса на единицу объема. Плотность нефти при нормальных условиях колеблется от 700 (газовый конденсат) до 980 и даже 1000 кг/м3. Важнейшее свойство нефти - вязкость, то есть свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при движении. Иногда пользуются относительной, (условной) вязкостью, показывающей во сколько раз вязкость данной жидкости больше или меньше вязкости воды. Измерения проводят истечением жидкости из отверстия вискозиметра. Влияние нефти на организм может привести к профессиональным заболеваниям,к которым относят в первую очередь кожные заболевания - дерматиты, фолликулиты, кератозы и могут привести даже к гиперкератозам. Часто встречаются воспаления верхнего отрезка век - коньюктивиты. Поражаются и легкие - часто встречаются хронические бронхиты.

5. Способы проведения искусственного дыхания « изо рта в рот». Пострадавший укладывается на горизонтальную поверхность, освобождают грудную клетку, расстегивают все застежки и сдавливающие части одежды, под лопатки подкладывают валик из подручных материалов (куртка). Осматривают состояние ротовой полости, убирают все мешающие предметы (жвачку, иск. челюсти и т.д.). Проводить искусственное дыхание лучше без использования марли и носового платка, потому что уменьшается объем вдыхаемого воздуха. Если оказывающих помощь двое, то один из них, зажав нос пострадавшего и открыв его рот, делает два-три глубоких вдоха в себя и затем столько же раз вдыхает воздух внутрь пострадавшего. Второй следит за подъемом грудной клетки пострадавшего, затем сложив руки ладонь на ладонь, делает около пятнадцати энергичных нажатий на грудную клетку пострадавшего в районе грудины. Операции делают одна за другой - вдохи (2)+ нажатия (15) до появления самостоятельного дыхания или до появления скорой помощи. Если оказывающий помощь один, то он выполняет эти же операции, но в одиночку и уменьшает число вдохов и нажатий до 1 и 5. Вообще это делается ритмично и приближенно к процессу дыхания. Одновременно вдох и толчок делать нельзя. Признаки восстановления дыхания - пульс хорошо прощупывается, зрачки сужаются, кожа розовеет. После восстановления дыхания пострадавшего укладывают набок, иначе язык западает и наступает самоудушение.

1. Техническое обслуживание АГЗУ «Спутник». Автоматизированная групповая замерная установка служит для автоматического измерения дебита скважин при однотрубной системе сбора нефти и газа, для контроля за работой скважины по наличию подачи жидкости, а также для автоматической блокировки скважин или установки в целом при возникновении аварийной ситуации. Установка оснащена приборами контроля, управления и автоматического регулирования. Комплекс приборов обеспечивает автоматическое измерение дебита скважин, контроль за работой скважин по наличию подачи жидкости, автоматическую блокировку скважин при отклонении давления в общем коллекторе от нормального или по команде с диспетчерского пульта. Установки позволяют измерять дебит нефти с характеристиками, приведенными ниже. Вязкость не более 80 мм2/сек; содержание воды в нефти не более 95 %; содержание парафина не более 7%; класс помещения замерно-переключающего блока В-1

2. Назначение, устройство и типоразмеры редукторов станков-качалок. Редукторы предназначены для соединения колонны насосных штанг с канатной подвеской станка-качалки. Редукторы цилиндрические, двухступенчатые, с зубчатым зацеплением системы Новикова - Ц2Н. Предусматривается для всех станков качалок 10 типоразмеров редукторов с крутящими моментами 100, 250, 400, 700, 1600, 2500, 4000, 6000, 8000, 12000 кгс м. Основные параметры: передаточное число общее, передаточные числа быстроходной и тихоходной передач, числа зубьев шестерен и колес быстроходной и тихоходной передач.

3. Борьба с парафином при эксплуатации скважин, оборудованных ШГН. При содержании в нефти 2-3% и более парафина наблюдается интенсивные его отложения в трубах, закрывающие значительную часть их сечения. Выпадение из нефти твердой фазы происходит вследствие понижения температуры и перехода легких фракций в паровую фазу при движении нефти к устью скважины, что сопровождается ухудшением ее растворяющих свойств. Для удаления парафина в скважинах, эксплуатирующихся штанговыми насосными установками, применяют непрерывную очистку труб скребками различных конструкций, установленных на колонне штанг и нагрев подъемных труб паром или горячей нефтью, закачиваемой в затрубное пространство. В скважинах, оборудованных ШГН чаще применяют механический метод удаления . расстояние между скребками устанавливается в пределах длины хода плунжера. Для лучшего удаления парафина скребки штанги вместе с ними при каждом ходе плунжера поворачиваются на некоторый угол с помощью штанговращателя, приводимого в движение от станка - качалки.

Для борьбы с отложениями парафина применяют следующие основные способы:

1. Механический, при котором парафин со стенок труб периодически удаляется специальными скребками и выносится струей на поверхность.

2. Тепловой, при котором скважина промывается теплоносителем (паром, горячей водой или нефтепродуктами).

3. Использование подъемных труб с гладкой внутренней поверхностью (остеклованных или покрытых специальным лаком или эмалями).

4. Химический, при котором парафин удаляется с помощью растворителей.

Неполадки в работе фонтанных скважин - нарушение режимов:

1. Парафино- и гидратообразование в трубах.

2. Образование песчаных пробок на забоях.

3. Разъедание штуцера.

4. Забивание песком, парафином штуцера или выкидной линии.

5. Появление воды в скважине.

4. Правила безопасности при выполнении погрузо-разгрузочных работ. ПРР должны производиться под руководством ответственного лица, имеющего удостоверение об аттестации. Привлекается только обученный персонал, имеющий удостоверение стропальщика. При выполнении ПРР в ночное время рабочие места должны освещаться (не менее 5 люкс освещенности) площадки для ПРР должны быть свободны от посторонних предметов, снега. Льда, грязи. Скользкие места необходимо посыпать песком, шлаком. Переносить материалы на носилках по горизонтальному пути разрешается на расстояние не более 50 м. При переноске тяжестей вручную в одиночку допускается следующая максимальная нагрузка: 10 кг для женщин, 50 кг для мужчин. К управлению грузоподъемными механизмами допускаются обученные рабочие, грузоподъемные механизмы должны иметь непросроченную дату испытания, ясное обозначение грузоподъемности. Съемные грузозахватные приспособления и тара, не прошедшие освидетельствования к работе не допускаются. Забракованные грузозахватные приспособления и тара не имеющие бирок, клейм не должны находиться на рабочем месте. В процессе эксплуатации съемные грузозахватные приспособления и тара должны заноситься в журнал учета и осмотра их.

5. Газоопасные работы, безопасность труда при выполнении газоопасных работ.

Работы, связанные с пребыванием людей внутри емкости из-под технологических жидкостей, нефтепродуктов, ГСМ при их осмотре, чистке, ремонте.

1. Опросить каждого исполнителя работ о самочувствии