Разработка и освоение новых газовых месторождений

2. Организовать непрерывный контроль состояния воздушной среды в емкости.

3. Обеспечить спускающегося в емкость работника спасательным поясом с сигнально-спасательной веревкой.

4. Находиться наблюдающему у люка емкости в таком же снаряжении как и у спускающего в емкость, но противогаз в положении «наготове»

5. Не превышать время работы в шланговом противогазе более 30 минут.

6. Располагать шланг противогаза с наветренной стороны и закрепить, длина не более 15 м.

7. Применять для освещения переносной светильник напряжением не более 12 Вольт

8. Проводить работы в присутствии лица, ответственного за проведение работ.

9. Производить работы согласно действующим инструкциям по охране труда.

Работы, не связанные с нахождением людей в емкостях из-под технологических жидкостей, нефтепродуктов, ГСМ при их ремонте

1. Вести работы под непосредственным руководством руководителя работ.

2. Производить работы согласно действующим инструкциям по охране труда.

Врезка трубопровода в существующий нефтегазосборный коллектор в траншее, приямке, колодце, ГЗУ

1. Опросить каждого исполнителя работ о самочувствии

2. Организовать непрерывный контроль состояния воздушной среды в емкости.

3. Обеспечить спускающегося в емкость работника спасательным поясом с сигнально-спасательной веревкой.

4. Находиться наблюдающему у люка емкости в таком же снаряжении как и у спускающего в емкость, но противогаз в положении «наготове»

5. Не превышать время работы в шланговом противогазе более 30 минут.

6. Располагать шланг противогаза с наветренной стороны и закрепить, длина не более 15 м.

7. Применять для освещения переносной светильник напряжением не более 12 Вольт

8. Проводить работы в присутствии лица, ответственного за проведение работ.

9. Производить работы согласно действующим инструкциям по охране труда.

К газоопасным работам относятся работы, связанные с осмотром, чисткой, ремонтом, разгерметизацией технологического оборудования, коммуникаций, в том числе работы внутри емкостейАлькушин А.И. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1989., при проведении которых имеется или не исключена возможность выделения в рабочую зону взрывопожароопаных или вредных паров, газов и других веществ, способных вызвать взрыв, загорание, оказать вредное воздействие на организм человека, а также работы при непосредственном содержании кислорода (ниже 20% объемных).

1. Производительность скважинных штанговых насосов (ШСН), коэффициент подачи штанговых насосов.

Производительность определяется по формуле:

Qсут = 1440 Fн n Sпл

Qсут - производительность м3/сут

п - число циклов насоса

Fн - площадь поперечного сечения плунжера м2

Sпл - длина хода плунжера м

Коэффициент подачи насоса:

= Qсут / Qт = Sпл / Sо

Sпл - длина хода плунжера

Sо - длина хода точки подвеса щтанг

Qт - теоретическая производительность насоса.

2. Критерии технического состояния станков -качалок.

Конструкция механической и гидравлической передач должна обеспечивать отсутствие утечек жидкостей. Уровень звукового давления при установившемся режиме работы привода не должен превышать 90 дБА. (замер над рукояткой тормоза 0,8 м). Расстояние от переднего плеча балансира станка -качалки при откинутой в сторону или наверх голове балансира до оси скважины должно быть не менее:

250 мм -для СК до 30 кН

500 мм - для СК свыше 30 кН

Головка балансира должна быть шарнирной, иметь надежное стопорение в рабочем положении, а при освобождении стопорного устройства должен быть обеспечен плавный поворот головки без необходимости подъема рабочего на балансир.
Балансирные противовесы должны быть массой не более 40 кг. Конструкция их должна исключать возможность их самопроизвольного перемещения и падения при работе станка - качалки. Тормозное устройство должно обеспечивать при отключенном двигателе плавное и надежное торможение при любом положении кривошипов.

3. Борьба со свободным газом и песком при эксплуатации скважин, оборудованных ШСН.

Главное мероприятие по борьбе с вредным влиянием свободного газа - это уменьшение газосодержания в жидкости, засасываемой насосом. Уменьшить газосодержание в жидкости можно двумя путями: сепарацией газа от жидкости перед входом смеси в прием насоса и отводом этого газа либо увеличением погружения насоса под динамический уровень. Второй путь связан с дополнительным задалживанием оборудования - штанг, труб, применением станков большей грузоподъемности и увеличением всего ремонтности всего оборудования. Поэтому надо стремиться к тому, чтобы увеличивать погружение насоса только в том случае, когда сепарацией газа не удается достичь результата. Однако при небольшом увеличении погружения с целью ухода от зоны пенораздела оно более эффективно.

Существуют три направления в борьбе с песком:

1. Регулирование поступления песка из пласта в скважину и предупреждение этого появления уменьшением отбора жидкости из скважины, установкой специальных фильтров на забое или креплением песков в призабойной зоне химическими реагентами.

2. Обеспечение выноса керна всего поступающего песка на поверхность.

3. Сепарация песка у приема насоса применением различных песочных якорей и фильтров, монтируемых на приеме насоса.

4. Правила безопасности при эксплуатации АГЗУ «Спутник».

5 Порядок расследования легких несчастных случаев на производстве. Расследование несчастных случаев проводится комиссией, образуемой из представителей работодателя, включающих специалиста по охране труда. В состав комиссии входит не менее трех человек и она утверждается приказом руководителя организации. Руководитель, непосредственно отвечающий за безопасность на участке, где произошел несчастный случай, в расследовании участия не принимает. Расследование проводится в течение трех суток с момента его происшествия. Несчастные случаи, о которых не было своевременно сообщено работодателю или в результате которых нетрудоспособность наступила не сразу, расследуются по заявлению пострадавшего или его доверенного лица в течение месяца со дня поступления этого заявления. Результаты расследования оформляются актами по форме Н-1. Эти документы государственной отчетности хранятся на предприятии в течении 45 лет и используются при учете и анализе производственного травматизма. При расследовании выявляются и опрашиваются очевидцы и лица, допустившие нарушения требований охраны труда. Получают объяснения от пострадавшего и информацию от работодателя. Выполняются технические расчеты, лабораторные исследования, экспертные работы.

1. Контрольно - измерительные приборы на ДНС: их назначение.

ДНС (дожимная насосная станция) предназначена для приема нефти, сепарации нефти от газа, поддержание постоянного подпора порядка 0,6 МПа на приеме насосов. Нефть от групповых замерных установок поступает в буферные емкости, сепарируется. Затем нефть подается на прием рабочих насосов и далее в нефтепровод. Расход газа замеряется камерной диафрагмой. Уровень нефти поддерживается при помощи электроприводной задвижки, количество перекачиваемой нефти замеряется камерной диафрагмой. На диспетчерский пункт поступает информация о расходе нефти и обобщенный аварийный сигнал. КИП и А осуществляют местное регулирование давления и уровня, защиту насосов от аварийных режимов.

2. Устройство и эксплуатация пробковых кранов фонтанных арматур.

КППС - -65х140 ХЛ -кран пробковый проходной со смазкой 65 - условный проход в мм; 14 МПа рабочее давление; ХЛ - для холодной климатической зоны. Состоит из корпуса, каналы которого перекрываются конусной пробкой при ее повороте рукояткой на 900. Регулирование зазора между пробкой и корпусом осуществляется винтом. Кран работает только со смазкой. Смазка герметизирует затвор крана и резьбу шпинделя, облегчает поворот пробки и предотвращает коррозию деталей. Смазка подается через канал в шпинделе, с помощью нажимного болта через обратный клапан в полость корпуса. Кран оснащен специальным устройством для отжатия пробки при ее заклинивании в корпусе.

3. Техническое обслуживание ЭЦН.

4. Техника безопасности при эксплуатации и ремонте трубопроводов.

При эксплуатации: трубопроводы должны удовлетворять требованиям безопасности, прочности, коррозионной стойкости и надежности, на трубопроводах должна быть теплоизоляция, дренажные трубопроводы и вентили утеплены. Включение в работу трубопровода с замерзшим дренажным устройством запрещено. По окончании перекачки трубопроводы с высоковязкой нефть или парафинистой нефтью должны быть промыты путем прокачки маловязкого незастывающего нефтепродукта. При замерзании влаги в трубопроводе должны быть приняты меры по наружному осмотру участка трубопровода для того, чтобы убедиться, что трубопровод не поврежден; отключению трубопровода от общей системы. В случае невозможности отключения и угрозы аварии необходимо остановить установку и принять меры к разогреванию ледяной пробки. Разогревать паром или горячей водой, начиная с конца замороженного участка. Запрещено отогревать замерзшие спуски при открытой задвижке и открытым огнем. Запрещено пользоваться для открытия задвижек крюками, ломами и трубами. Запорную арматуру на трубопроводах следует открывать и закрывать медленно во избежание гидравлического удара. На всей запорной арматуре должны быть указатели, показывающие направление ее вращения и нумерация. Запрещается эксплуатация трубопроводов с хомутами. На технологических трубопроводах не должно быть тупиковых участков, уклонов, изгибов. Неработающие трубопроводы должны быть отглушены.

Перед проведением ремонтных работ трубопровод должен быть освобожден от нефти. Газа и конденсата, продут паром. Температура трубопровода не выше 300С. Участок трубопровода отключают задвижками и заглушками. При разъединении фланцев в первую очередь освобождают нижние болты. При проведении газоопасных работ - замер газовоздушной среды, табличка «Газоопасно». После ремонта трубопровод должен быть продут инертным газом, воздухом и промыт. О проведенном ремонте должна быть запись в журнале.

5. Правила подготовки, применения и работы в шланговом противогазе ПШ-1, ПШ-2 при проведении газоопасных работ. Пользуется ими только обученный персонал. Подбор по одному измерению - объем от макушки до подбородка (1,2,3,4). Их два вида - без принудительной подачи воздуха ПШ-1 (шланг длиной 10 м, маска, пояс, сигнально-спасательная веревка, фильтрующая сетка, штырь для укрепления конца шланга и чемодан для укладки деталей) и с принудительной подачей воздуха ПШ-2 (электродвигатель, воздуходувка, 2 штуцера воздуходувки, 2 шланга - 20 м, две маски, 2 пояса, 2 сигнально-спасательных веревки, ящик для укладки деталей. При выполнении работ в данных противогазах каждого работающего должны обслуживать помощники, находящиеся в зоне чистого воздуха, составом не менее 2-чел. Один подает воздух, другой держит сигнально - спасательную веревку. Веревки и пояса поверяют каждые полгода, а при применении в агрессивной среде после каждого использования на статическую нагрузку 225 кг в течении 5 минут. Подготовка в загазованную зону:

· Проверка исправности шланга, гофрированной трубки и маски, предохранительных поясов и сигнально- спасательной веревки

· Проверка прочности и надежности соединения всех частей

· Проверка наличия резиновых прокладок в местах соединения

· Проверка герметичности прилегания маски к голове и соединения маски с гофрированной трубкой

· Убедиться в поступлении под маску свежего воздуха, при появлении запаха под маской доложить старшему.

Работы выполняют по наряд-допуску в присутствии ответственного лица из специалистов. Продолжительность работы - 15 минут.

1. Условия притока жидкости и газа в скважиную. Освоение скважин.

Перед пуском скважины в эксплуатацию устье ее герметизируют. К последней (эксплуатационной) обсадной колонне присоединяют соответствующую арматуру. Эксплуатационную колонну перед ее прострелом проверяют опрессовкой на герметичность. Приток жидкости из пласта можно вызвать различными способами в зависимости от пластового давления, характеристики пласта, метода его вскрытия. Приток начинается тогда, когда давление столба жидкости в скважине меньше пластового. Давление на забой в промысловой практике чаще всего снижают одним из следующих способов:

1. Последовательной заменой глинистого раствора в скважине жидкостью и газожидкостной смесью меньшей плотности;

2. Понижением уровня жидкости в скважине при помощи поршня (сваба) или желонки.

3. Компрессорный способ вызова притока - закачка газа или воздуха в кольцевое пространство .

После начала эксплуатации скважине дают возможность самоочиститься. Ствол и призабойную зону очищают от буровой грязи, исследуют на приток и установив норму добычи, сдают в эксплуатацию.

2. Назначение, принцип работы расходомеров «НОРД» и «ТОР». Турбинный расходомер типа НОРД применяют для измерения количества товарной нефти. Датчик расходомера состоит из корпуса, струевыпрямителей и турбинки. Преобразование частоты вращения турбинки в электрический сигнал осуществляется с помощью магнитоиндукционного датчика, состоящего из катушки индуктивности и сердечника, изготовленного из магнитного материала. Лопасти турбинки пересекают при вращении магнитное поле, образованное катушкой, в результате чего в ней наводится электродвижущая сила. Электрические импульсы поступают в электронный блок с частотой, пропорциональной частоте вращения турбинки, то есть объемному расходу жидкости. После усиления и преобразования количество импульсов считается шестиразрядным электромеханическим счетчиком, смонтированным на лицевой панели электрического блока. Расходомер типа ТОР устанавливается вертикально. Жидкость, поступающая через входной патрубок, вращает крыльчатку, затем при помощи отражателя изменяет направление движения на 1800 и через окна обтекателя поступает в выходной патрубок. Вал крыльчатки через понижающий редуктор и магнитную муфту вращает механический счетчик, установленный в корпусе, изолированном от скважинной жидкости немагнитной перегородкой. Механический счетчик снабжен шкалой с ценой деления 0,005 м3, по которой визуально определяют количество прошедшей через расходомер жидкости. На одной оси со стрелкой счетчика находится диск с двумя постоянными магнитами, которые при вращении периодически замыкают магнитоуправляемые контакты датчика и выдают электрические сигналы, регистрируемые в блоке управления расходомера. Кроме того, с помощью индукционного датчика, расположенного против лопастей крыльчатки, выдаются электрические сигналы, пропорциональные скорости ее вращения, которые регистрируются в блоке местной автоматики ГЗУ. Расходомер снабжен специальным блоком питания и электрическим интегратором. Погрешность его при расходах от 3 до 5 м3/ч составляет 5%.8

3. Способы обработок призабойных зон скважин.

Во многих случаях приток жидкости и газа в скважины недостаточен. Тогда применяют искусственное воздействие на призабойные зоны с целью повышения их проницаемости. Проницаемость призабойной зоны увеличивают путем искусственно создаваемых каналов растворения карбонатов и глинозема в продуктивном пласте солянокислотной, термокислотной и глинокислотной обработкой,

очисткой порового пространства от илистых и смолистых материалов,

создания искусственных или расширения естественных трещин в породах при гидравлическом разрыве пласта или при взрыве торпед на забое;

удалении парафинов солей и смол, осевших на поровых каналов или ствола скважины

путем снижения вязкости нефти методами термохимической обработки скважин и теплового воздействия на призабойную зону.

Солянокислотное воздействие основано на способности кислоты активно растворять карбонатные породы с образованием каналов, способствующих увеличению проницаемости пород и соединяющих забой скважины с участками пласта, слабо отдававшими газ или нефть. Получающиеся продукты хорошо растворимы в воде, что облегчает их удаление из пласта.

Термокислотная обработка производится для плотных малопроницаемых доломитов и др. пород, плохо растворяющихся в холодной кислоте. Также она удаляет с забоя отложения смол, парафина и асфальтенов.

Гидравлический разрыв пластов повышает продуктивность скважин, повышает поглотительную способность нагнетательных скважин, изолирует пластовые воды. После создания трещин или расширения сети уже имеющихся в них вводят крупнозернистый песок.

Термоакустическая обработка заключается в облучении пласта одновременно мощными тепловыми и акустическими полями. Это разлагает гидраты природных газов.

Можно пользоваться и комбинацией этих методов.

4. Фильтрующие противогазы, подбор и отбраковка. Фильтрующие противогазы предназначены для выхода из загазованной зоны. Для производства работ не предназначены. Их применение возможно, если в атмосфере воздуха содержится не менее 18% объемных кислорода или не более 0,5% вредных веществ объемных . Если вредным веществом является сероводород, то его содержание должно быть не более 7590 мг/м3. Запрещается применение фильтрующих противогазов в емкостях, колодцах, резервуарах и других изолированных пространствах. Фильтрующий противогаз состоит из снаряженной фильтрующей коробки, лицевой части, гофрированной трубки и сумки. В зависимости от вредных веществ коробка может содержать в себе один или несколько поглотителей и аэрозольный противопыльный фильтр. Отличаются коробки по составу и окраске.

· Марка А - коричневая, защищает от органических паров бензина, керосина, ацетона, ксилола, сероуглерода, толуола, спиртов, эфиров,углеводородных газов.

· Марка В - желтая, защищает от кислых паров сернистого газа, хлора, сероводорода, синильной кислоты, фосгена.

· Марка Г - черно-желтая, защищает от паров ртути.

· Марка Е - черная , защищает от мышьяковистого и фосфористого водорода.

· Марки КД - серого цвета, защищает от аммиака и смеси сероводорода и аммиака, от свободного сероводорода.

· Марки СО - белого цвета, защищает от окиси углерода.

· Марки М - красного цвета, защищает от всех веществ, предусмотренных для коробок А, Б, Г, КД, СО но с меньшим временем защитного действия.

· Марки БКФ - защитного цвета, защищает от кислых паров и мышьяковистого водорода.

Коробки противогазов, имеющие белую вертикальную полосу или дополнительную белую полосу защищают одновременно от пыли, тумана, дыма. Время защиты противогаза БКФ - 70 мин., а КД - 240 минут. Лицевая сторона противогаза подбирается по объему головы. Размер указан цифрой на подбородочной части. Обмеривают периметр подбородок-затылок и уши-затылок, и складывается, это и есть размер.

5. Первичные средства пожаротушения, правила пользования огнетушителем ОП-10.

Наиболее распространенными средствами пожаротушения являются:

химические пенные огнетушители (ОХПВ);

углекислотные огнетушители (ОУ);

порошковые огнетушители (ОП);

песок в ящиках;

вода в бочках;

войлок ,

кошма,

асбестовое полотно.

Огнетушители должны быть всегда в исправном состоянии, подвешиваться не выше 1,5 м до ручки, на видном месте со свободным доступом к ним. В отдалении от отопительных приборов и других источников тепла, не менее 1,2 м от дверей при их открывании.

Каждому огнетушителю, поступившему в эксплуатацию, необходимо присвоить порядковый номер, обозначаемый на корпусе огнетушителя и завести на него паспорт.

Для успешного применения ручных огнетушителей необходимо: - приводить огнетушители в действие недалеко от места горения, чтобы не терять огнегасящие вещества; - действовать огнетушителем быстро, так как работа огнетушителя кратковременна (пенных 60-80 сек, углекислотных 30-45 сек); - при горении разлитой жидкости следует начинать тушение с краев, постепенно покрывая пеной горящую поверхность.

Пенные огнетушители должны перезаряжаться ежегодно, порошковые и углекислотные - согласно паспортных данных огнетушителя.

Нельзя допускать нагрева огнетушителя солнечными лучами или другими источниками тепла; попадания на вентиль и распылитель атмосферных садков; ударов по баллону и вентилю; срыва пломбы без необходимости.

Приведение огнетушителей в действие должно производится в соответствии с инструкцией, имеющейся на корпусе каждого огнетушителя.

Асбестовое полотно, войлок (кошму) рекомендуется хранить в металлических футлярах с крышками, периодически просушивать и очищать от пыли.

Полотна предназначены для тушения пожара при воспламенении веществ, горение которых не может происходить без доступа воздуха.

При тушении песком он набрасывается на очаг горения резкими бросками, рассыпаясь по площади. Тушат им горящие смазочные масла и жидкое топливо, разлитое по полу и по земле.

Ящики для песка должны быть рассчитаны на хранение 0,5 м2 песка, а на складах горючих жидкостей до 1 м2 , иметь плотно закрывающиеся крышки. Песок перед засыпкой в ящик надо просушить и просеять во избежание комкования. У каждого ящика должна находится лопата совкового типа.

Бочки с водой должны быть вместимостью не менее 250 литров, иметь крышки и надпись «Для тушения пожара». У каждой бочки должны находиться два ведра с надписью «Пожарное ведро».

Воду в баках во избежание засорения необходимо периодически менять.

Пожарные краны должны быть герметичны, а рукава сухими, хорошо скатанными. Один конец рукава должен быть примкнут к стволу, а другой к пожарному крану.

Пожарный кран и рукав, расположенные в шкафчике, должны быть опломбированы.

Два раза в год давление во внутренних пожарных кранах следует проверять с помощью контрольного крана.

1. Виды текущего и капитального ремонта скважин.

Работы по восстановлению заданного технологического режима эксплуатации скважин связаны с подъемом подземного оборудования для его замены или ремонта, очисткой скважины от песчаной пробки желонкой или промывкой, с ликвидацией обрыва или отвинчивания насосных штанг и др., изменение технологического режима работ скважины вызывает необходимость изменения длины колонны подземных труб, замены НКТ, спущенных в скважину, трубами другого диаметра, УЭЦН,УШСН, ликвидации обрыва штанг, замены скважинного устьевого оборудования и т.п. - все эти работы относятся к подземному (текущему) ремонту скважин и выполняются специальными бригадами. 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.

o Капитальным ремонтом скважин (КРС) называется комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке.

o Текущим ремонтом скважин (ТРС) называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважины, а также по очистке подъемной колонны и забоя от парафино-смолистых отложений, солей и песчаных пробок бригадой ТРС.

2. Классификация трубопроводов, применяемых при внутрипромысловом сборе, транспорте нефти, газа и воды, сортамент труб. Трубопроводы системы сбора и подготовки нефти и газа предназначены для транспортировки продукции скважин от их устья до сдачи товарно-транспортным организациям, а также для перемещения ее в технологических установках, а трубопроводы системы ППД - для подачи сточных вод от УПВ до нагнетательных скважин. Выкидные линии, нефте и газосборные коллекторы являются частью общей системы сбора и их общая протяженность достигает сотен км. Трубопроводы классифицируются по следующим признакам. По назначению:

- Выкидные линии, транспортирующие продукцию скважины от ее устья до ГЗУ

- Нефтегазосборные коллекторы, расположенные от АГЗУ до ДНС

- Нефтесборные коллекторы, расположенные от ДНС до центрального пункта сбора

- Газосборные коллекторы, транспортирующие газ от пункта сепарации до компрессорной станции.

По величине напора:

- Высоконапорные до 6,27 МПа

- Средненапорные до 1,55 МПа

- Низконапорные до 0,588 МПа

- Безнапорные -самотечные

По типу укладки:

- Подземные

- Наземные

- Подвесные

- Подводные

По гидравлической схеме:

- Простые без ответвлений

- Сложные с ответвлениями

По характеру заполнения сечений:

- С полным заполнением

- С неполным заполнением

2. Пружинный предохранительный клапан, конструкция и техническое обслуживание.

3. Правила безопасности при работе с ППУ и АДП.

§ В процессе пропаривания запрещается нахождение людей у пропариваемой емкости, нефтепромыслового оборудования и паровой линии.

o Никто, кроме обслуживающего персонала, не должен находиться возле установки во время ее работы. В необходимых случаях только отдельные лица могут быть допущены к установке только с разрешения руководителя работ.

o Пропарку нефтепромыслового оборудования необходимо производить на стеллажах с помощью шланга, снабженного специальным наконечником.

o Запрещается сбрасывать нефтеотходы на незащищенную поверхность земли.

o Резиновый шланг, применяемый для поверхностных пропариваний оборудования, должен иметь металлический наконечник, закрепленный с помощью хомутов.

o Запрещается производить работу при неудовлетворительном освещении рабочего места, во время грозы, пурги, бурана, при ветре со скоростью более 11 м/сек и при тумане с видимостью менее 50 метров; при температуре воздуха ниже -45о и выше 40о ; при неисправной установке.

o При разогреве и пропарке емкостей, редукторов, насосов паровая линия от ППУ должна быть надежно закреплена к данным видам нефтепромыслового оборудования. Нахождение обслуживающего персонала на нефтепромысловом оборудовании во время его пропарки запрещается.

o Запрещается очищать паром от грязи и нефти спецодежду и спецобувь, одетую на обслуживающий персонал.

o При переездах машинист установки должен соблюдать Правила дорожного движения.

o В случае переездов лестница, служащая для подъема на установку, должна быть уложена на предназначенное для нее место. Во избежание попадания влаги внутрь парогенератора, его труба должна быть закрыта крышкой.

o Запрещается перевозка людей в технологическом отсеке ППУ.

o Применение открытого огня, курение на рабочих местах запрещается.

o Машинист должен выполнять только те работы, которые входят в его обязанности.

o Запрещается оставлять установку без надзора до полного прекращения горения, остывания оборудования и снижения давления до атмосферного.

o Во время работы ППУ запрещается производить ремонт и крепление каких либо частей; производить ремонтные работы паропроводов, находящихся под давлением; работать при обнаружении неисправностей или утечек через неплотные соединения.

o В качестве переносного электроосвещения в парогенераторной установке должны применяться светильники напряжением не выше 12 В.

4. Виды инструктажей по технике безопасности.

Поступившие на предприятие проходят вводный инструктаж, который проводит инженер по ОТ. Во время вводного инструктажа рабочему должны быть разъяснены основные положения трудового законодательства:

· Правила внутреннего распорядка и поведение на территории предприятия, в производственных и вспомогательных помещениях, а также значение плакатов, надписей, знаков, звуковой и световой сигнализации.

· Правила перевозки рабочих различным видом транспорта, техника безопасности при погрузо-разгрузочных работах и транспортировке грузов.

· Требования пожарной безопасности.

· Требования техники безопасности при применении кислот, щелочей, легковоспламеняющихся и горючих жидкостей, сжатого воздуха, газов, кислородных и ацетиленовых баллонов.

· Обстоятельства и причины отдельных характерных несчастных случаев, аварий, происшедших на предприятии.

· Методы и способы оказания первой доврачебной помощи при несчастных случаях.

· Назначение и порядок использования спецодеждой, спецобувью и средствами индивидуальной защиты.

· Основные требования личной и производственной гигиены и санитарии.

· Значение вентиляции на производстве и правила пользования вентиляционными установками.

· Значение рационального освещения.

· Кроме того, в зависимости от его профессии и характера работы разъясняются специфические условия отдельных цехов, меры безопасности при организации и содержании рабочих мест и меры предупреждения несчастных случаев.

· Требования техники безопасности при обслуживании машин, агрегатов, котлов, сосудов под давлением.

· Требования пожарной безопасности и промышленной санитарии.

· Экологическая политика предприятия.

При появлении на рабочем месте мастер или специалист проводят первичный инструктаж на рабочем месте. Он касается непосредственно выполнения трудовых обязанностей, характеристики рабочего места, инструментов, безопасных методов и приемов труда, средств индивидуальной защиты, средст связи, действий при аварийной ситуации и т.д.

Периодический или повторный инструктаж.

За проведение повторного инструктажа на рабочем месте и запись в журнале регистрации инструктажа на рабочем месте отвечает непосредственный производитель работ.

1. Все рабочие должны проходить инструктаж по охране труда не реже, чем через три месяца работы.

2. Цель повторного инструктажа заключается в том, чтобы обеспечить лучшее усвоение рабочими правил безопасного выполнения работ, углубление знаний охраны труда.

3. Повторный инструктаж может быть групповым и индивидуальным, должен проводиться по утвержденным программам в форме беседы.

4. Лица, которые по каким-либо причинам отсутствовали при повторном инструктаже, получают повторный инструктаж в день выхода на работу.

О проведении повторного инструктажа должна быть запись в журнале регистрации инструктажа на рабочем месте. Лучше, если на каждого рабочего составлена индивидуальная карточка с указанием сроков проведения и причины задержки инструктажа(командировка, отпуск, болезнь и т.д.)

Внеплановый инструктаж проводится в связи в введением новых нормативных документов, правил, введение в строй нового оборудования, реконструкции старого оборудования, информации о несчастном случае и т.д.

1. Техническое обслуживание станков-качалок.

2. Назначение и устройство поршневых и плунжерных насосов. Штанговые скважинные насосы предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкости обводненностью не более 99% и температурой не более 403о Кельвина. Насос представляет собой вертикальную плунжерную конструкцию одинарного действия с шариковыми клапанами, неподвижными цилиндрами и металлическими плунжерами; спускаются они в скважину на колонне подъемных труб и насосных штанг. Возвратно - поступательное движение плунжеру насоса передается станком - качалкой через колонну насосных штанг. Колонна штанг посредством канатной подвески подвешивается на головке балансира станка - качалки. Режим откачки устанавливается в зависимости от количества откачиваемой жидкости. При каждом качании происходит следующий цикл работы насоса. При движении плунжера вверх закрывается нагнетательный клапан и происходит подъем жидкости на дневную поверхность, одновременно открывается всасывающий клапан и происходит заполнение цилиндра жидкостью. При движении плунжера вниз закрывается всасывающий и открывается нагнетательный клапан и происходит перемещение жидкости из полости под плунжером в полость над плунжером. Поршневой насос имеет золотниковое устройство, направляющее жидкость над или под поршень, поэтому он может совершать возвратно - поступательные движения. При необходимости подъема насоса изменяется направление нагентания рабочей жидкости - ее подают в кольцевое пространство. Различают поршневые насосы одинарного и двойного действия.

3. Гидропескоструйная перфорация. Для улучшения качества забоя применяют гидпропескоструйную перфорацию. В скважину спускают на колонне насосных труб струйный аппарат, состоящий из корпуса и сопел. Жидкость с песком, нагнетаемая в трубы под большим давлением, вытекает из сопел с большой скоростью. В результате песок разрушает колонну, цементное кольцо и породу. Гидропескоструйная перфорация имеет преимущества перед другими методами - не образуются трещины в цементе и колонне, интервал вскрытия более точен, имеется возможность регулировать диаметр и глубину отверстий, создавать горизонтальные и вертикальные надрезы. Этот метод можно применять в скважинах небольшого диаметра. Гидропескоструйную перфорацию (ГПП) применяют при вскрытии плотных, как однородных, так и неоднородных по проницаемости, коллекторов перед ГРП для образования трещин в заданном интервале пласта, а также для срезания труб в скважине при проведении ремонтных работ.

Не допускается проведение ГПП в условиях поглощения жидкости пластом.

При точечной ГПП канал образуют при неподвижном перфораторе. Щелевую ГПП осуществляют при движении перфорационного устройства.

Профиль и плотность ГПП определяют в зависимости от геолого-эксплуатационной характеристики коллектора.

При осуществлении ГПП используют:

§ перфораторы, НКТ,

§ насосные агрегаты, пескосмесители,

§ емкости для жидкости,

§ сальниковую катушку или превентор, а также

§ жидкость-носитель и

§ кварцевый песок.

В качестве жидкости-носителя используют дегазированную нефть, 5-6 %-ный раствор соляной кислоты, воду (соленую или пресную) с добавками ПАВ, промывочный раствор, не загрязняющий коллектор. При работах в интервале непродуктивного пласта используют пресную воду или промывочную жидкость. Концентрация песка в жидкости-носителе должна составлять от 50 до 100 г/л.

Продолжительность процесса при точечном вскрытии составляет 15 мин, при щелевом не более 2-3 мин на каждый сантиметр длины цели.

Перепад давления жидкости на насадке (без учета потерь на трение в НКТ) составляет:

§ при диаметре насадки 6 мм -- от 10 до 12 МПа;

§ при диаметре насадки 4,5 мм -- от 18 до 20 МПа.

Процесс ГПП осуществляют при движении НКТ снизу вверх.

При непредвиденных продолжительных остановках немедленно промывают скважину при обратной циркуляции.

После ГПП при обратной промывке вымывают шаровой клапан, промывают скважину до забоя до полного удаления песка из скважины, поднимают перфоратор и оборудуют скважину для освоения и эксплуатации. Освоение фонтанных скважин допускается без подъема перфоратора.

4. Меры безопасности при обслуживании фонтанных скважин. Конструкция колонной головки, фонтанной арматуры, схемы их обвязки 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, а после установки - на давление опрессовки эксплуатационной колонны. В случае производства работ, требующих давлений, превышающих допустимые, необходимо устанавливать на устье специальную арматуру, а экспл. колонну защищать пакером. Фонтанная арматура должна оснащаться заводом изготовителем дросселями с ручным или дистанционным управлением и обеспечивать возможность замены манометров с использованием трехходового крана без снижения давления до атмосферного. Фонтанная скважина с дебитом 400 т/сут нефти, расположенная на расстоянии менее 500 м от населенного пункта, оснащается внутрискважинным оборудованием - пакер и клапан-отсекатель и др. Устранение неисправностей, замена быстроизнашивающихся и сменных деталей фонтанной арматуры под давлением запрещаются. 7Воздухопроводы и кабели, соединяющие станцию управления с фонтанной арматурой, должны быть проложены на эстакадах.

5. Техника безопасности при работе с реагентами, деэмульгаторами.

Работы по нагнетанию в скважину газа, пара, химических и других агентов проводятся в соответствии с проектом и утвержденным планом. В плане должны быть указаны порядок подготовительных работ, схема размещения оборудования, технология проведения процесса, меры безопасности, ответственный руководитель работ.

При закачке химреагентов, пара, горячей воды на нагнетательной линии у устья скважины должен быть установлен обратный клапан.

Нагнетательная система после сборки до начала закачки должна быть опрессована на полуторакратное ожидаемое рабочее давление.

При гидравлических испытаниях нагнетательных систем обслуживающий персонал должен быть удален за пределы опасной зоны, устанавливаемой планом работ. Ликвидация пропусков под давлением запрещается.

Перед началом технологического процесса на скважине с применением передвижных агрегатов руководитель работы обязан убедиться в наличии двусторонней переговорной связи.

Перед началом работы по закачке реагентов, воды и после временной остановки в зимнее время необходимо убедиться в отсутствии в коммуникациях насосных установок и нагнетательных линиях ледяных пробок.

Обогревать трубопроводы открытым огнем запрещается.

Обработка призабойной зоны и интенсификация притока в скважинах с негерметичными колоннами и заколонными перетоками запрещаются.

На период тепловой и комплексной обработки вокруг скважины и применяемого оборудования должна быть установлена опасная зона радиусом не менее 50 м.

Передвижные насосные установки необходимо располагать на расстоянии не менее 10 м от устья скважины, расстояние между ними должно быть не менее 1 м. Другие установки для выполнения работ (компрессор, парогенераторная установка и др.) должны размещаться на расстоянии не менее 25 м от устья скважины. Агрегаты устанавливаются кабинами от устья скважины.

Технологические режимы ведения работ и конструктивное исполнение агрегатов и установок должны исключить возможность образования взрывопожароопасных смесей внутри аппаратов и трубопроводов.

На всех объектах (скважинах, трубопроводах, замерных установках) образование взрывоопасных смесей не допускается, в планах проведения работ необходимо предусматривать систематический контроль газовоздушной среды в процессе работы.

Выкидная линия от предохранительного устройства насоса должна быть жестко закреплена, закрыта кожухом и выведена в сбросную емкость для сбора жидкости или на прием насоса.

Вибрация и гидравлические удары в нагнетательных коммуникациях не должны превышать установленные нормы.

· 1. Принцип работы штангового насоса. Нагрузки, действующие на колонну штанг. Насос представляет собой вертикальную плунжерную конструкцию одинарного действия с шариковыми клапанами, неподвижными цилиндрами и металлическими плунжерами; спускаются они в скважину на колонне подъемных труб и насосных штанг. Возвратно - поступательное движение плунжеру насоса передается станком - качалкой через колонну насосных штанг. Колонна штанг посредством канатной подвески подвешивается на головке балансира станка - качалки. Режим откачки устанавливается в зависимости от количества откачиваемой жидкости. При каждом качании происходит следующий цикл работы насоса. При движении плунжера вверх закрывается нагнетательный клапан и происходит подъем жидкости на дневную поверхность, одновременно открывается всасывающий клапан и происходит заполнение цилиндра жидкостью. При движении плунжера вниз закрывается всасывающий и открывается нагнетательный клапан и происходит перемещение жидкости из полости под плунжером в полость над плунжером. При откачке жидкости из скважины в подземной части насосной установки действуют следующие силы:

· Статические силы веса штанг, труб и столба жидкости

· Архимедова сила, действующая на штанги и уменьшающая их вес.

· Силы инерции движущихся масс штанг, столба жидкости и труб.

· Силы упругости материала штанг, труб и столба жидкости.

· Силы трения: полужидкое трение штанговых муфт и головок штанг о трубы и плунжера в цилиндре насоса, гидродинамическое трение штанг в потоке жидкости, сухое или полусухое трение насосных труб об эксплуатационную колонну, внутреннее трение в материале штанг и труб при их деформациях во время работы установки.

2. Назначение и устройство штанговых насосов. . Штанговые скважинные насосы предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкости обводненностью не более 99% и температурой не более 403о Кельвина. Насос представляет собой вертикальную плунжерную конструкцию одинарного действия с шариковыми клапанами, неподвижными цилиндрами и металлическими плунжерами; спускаются они в скважину на колонне подъемных труб и насосных штанг. Возвратно - поступательное движение плунжеру насоса передается станком - качалкой через колонну насосных штанг. Колонна штанг посредством канатной подвески подвешивается на головке балансира станка - качалки. Режим откачки устанавливается в зависимости от количества откачиваемой жидкости. При каждом качании происходит следующий цикл работы насоса. При движении плунжера вверх закрывается нагнетательный клапан и происходит подъем жидкости на дневную поверхность, одновременно открывается всасывающий клапан и происходит заполнение цилиндра жидкостью. При движении плунжера вниз закрывается всасывающий и открывается нагнетательный клапан и происходит перемещение жидкости из полости под плунжером в полость над плунжером.

3. Назначение, принцип действия, конструкция пружинного манометра. В нефтедобыче наиболее распространены пружинные манометры, где в качестве чувствительного элемента применяют трубчатые пружины, как одновинтовые, так и многовинтовые, мембраны и сильфоны. Воспринимается давление уравновешивающееся усилием, возникающим при упругой деформации пружины. При этом свободный конец пружины, перемещаясь совместно с поводком, разворачивает относительно оси зубчатый сектор, который в свою очередь, поворачивает на определенный угол шестеренку и стрелку прибора. Манометр имеет резьбовой штуцер для подключения, трубчатую пружину, соединенную со штуцером, стрелку и кинематический узел, состоящий из поводка, зубчатого сектора и зубчатой шестерни, закрепленной со стрелкой и противодействующей спиральной пружины.

4. Правила безопасности при чистке резервуаров, нефтяных колодцев. Все работники должны пройти инструктаж о возможных опасностях. Работы проводятся в светлое время суток, под руководством специалистов. Оформляется обязательно наряд-допуск. Емкости должны быть заземлены. Шлам и отработанные жидкости удаляются в отведенные места. Двери и люки должны быть открыты после продувки а само пространство проветрено принудительной вентиляцией. Проводится замер газовоздушной среды. Проверяются шланговые противогазы. Выключатели заблокированы и снабжены предупреждающими знаками. В замкнутом пространстве можно работать только одному человеку. Снаружи двое подстраховывают. На работающем спасательный пояс или веревка. Для освещения использовать лампы не выше 12 В. Включение производить снаружи. После окончания работы проверить отсутствие посторонних предметов, передать наблюдающим инструмент, светильник и только по том выйти самому.

Емкости, подлежащие вскрытию, осмотру, чистке или ремонту, должны быть освобождены от продукта, отключены от действующего оборудования и системы трубопроводов с помощью стандартных заглушек (согласно схеме, прилагаемой к наряду-допуску) и в зависимости от свойств находящихся в них химических продуктов промыты, пропарены острым паром, продукты инертным газом и чистым воздухом.

Нагретые ёмкости перед спуском в них людей должны быть охлаждены до температуры, не превышающей 30є С. Перед началом работ внутри ёмкостей и на всё время их проведения в зоне газоопасных работ на видном месте вывешивается плакат «Газоопасные работы», который снимается после их окончания и только с разрешения ответственного за проведение работ.

Для проведения работ внутри ёмкостей должна назначаться бригада в составе не менее двух человек (работающий и наблюдающий). Пребывание внутри ёмкости разрешается, как правило, одному человеку. Во всех случаях на рабочего, спускающегося в ёмкость, должен быть надет спасательный пояс с сигнально-спасательной веревкой.

Пояс, карабин и сигнально-спасательная веревка должны быть испытаны в установленном порядке.

При отсутствии зрительной связи между работающим и наблюдающим должна быть установлена система подачи условных сигналов.

При проведении работ внутри ёмкости наблюдающий должен находиться у люка (лаза) ёмкости в таком же снаряжении, как работающий, имея при себе изолирующий противогаз в положении «наготове».

При этом он обязан:

следить за сигналами и поведением работающих;

следить за состоянием воздушного шланга противогаза и расположением воздухозаборного устройства;

при необходимости вызывать к месту работ ответственного за проведение работ и представителя ГСС, используя доступные способы связи и сигнализации:

спускаться в ёмкость для оказания помощи пострадавшему в изолирующем противогазе после предварительного оповещения ответственного за проведение газоопасных работ.

Для защиты органов дыхания работающих внутри емкостей должны применяться шланговые или кислородно - изолирующие противогазы или воздушные изолирующие аппараты. Использование фильтрующих противогазов запрещается.

Работа внутри ёмкости без средств защиты органов дыхания может быть разрешена главным инженером при условии, если содержание кислорода в ёмкости составляет не менее 20 %.

5. Правила безопасности при эксплуатации скважин, оборудованных ЭЦН. Скважины могут оборудоваться забойными клапанами-отсекателями, позволяющими заменять скважинное оборудование без глушения. При отсутствии клапана-отсекателя или его отказе скважина перед ремонтом должна быть заглушена технологической жидкостью, не содержащей твердых взвесей и не ухудшающей фильтрационные свойства призабойной зоны. Устье скважины оборудуется фонтанной арматурой либо специальным устройством, обеспечивающим герметизацию трубного и затрубного пространств, возможность их сообщения, проведения затрубных исследований. Обвязка выкидных линий трубного и затрубного пространств должна позволять проводить разрядку скважины, подачу газа в затрубное пространство, проведение технологических операций, включая глушение скважины. Проходное отверстие для силового кабеля должно иметь герметичное уплотнение. Силовой кабель должен быть проложен от станции управления или от ближайшей клеммной коробки к устью скважины на эстакаде. Электротехнические работы проводит только электроперсонал. Кабельный ролик должен подвешиваться на мачте подъемного агрегата при помощи цепи или на специальной канатной подвеске и страховаться тросом диаметром 8-10 мм. Кабель, пропущенный через ролик, при спуско-подъемных операциях не должен касаться земли и элементов ГПМ. При свинчивании и развинчивании труб кабель следует отводить за пределы рабочей зоны. Скорость спуска (подъема) погружного оборудования в скважину не должна превышать 0,25 м/сек. В наклонно-направленных скважинах с набором кривизны 1,5 о на метр скорость не должна превышать 0,1 м/сек. Ствол скважины, в которую погружной электронасос спускается впервые, а также при смене типоразмера насоса должен быть проверен шаблоном.

1. Методы интенсификации добычи нефти. Во многих случаях приток жидкости и газа в скважины недостаточен. Тогда применяют искусственное воздействие на призабойные зоны с целью повышения их проницаемости. Проницаемость призабойной зоны увеличивают путем искусственно создаваемых каналов растворения карбонатов и глинозема в продуктивном пласте солянокислотной, термокислотной и глинокислотной обработкой,

· очисткой порового пространства от илистых и смолистых материалов,

· создания искусственных или расширения естественных трещин в породах при гидравлическом разрыве пласта или при взрыве торпед на забое;

· удалении парафинов солей и смол, осевших на поровых каналов или ствола скважины

· путем снижения вязкости нефти методами термохимической обработки скважин и теплового воздействия на призабойную зону.

· Солянокислотное воздействие основано на способности кислоты активно растворять карбонатные породы с образованием каналов, способствующих увеличению проницаемости пород и соединяющих забой скважины с участками пласта, слабо отдававшими газ или нефть. Получающиеся продукты хорошо растворимы в воде, что облегчает их удаление из пласта.

· Термокислотная обработка производится для плотных малопроницаемых доломитов и др. пород, плохо растворяющихся в холодной кислоте. Также она удаляет с забоя отложения смол, парафина и асфальтенов.

· Гидравлический разрыв пластов повышает продуктивность скважин, повышает поглотительную способность нагнетательных скважин, изолирует пластовые воды. После создания трещин или расширения сети уже имеющихся в них вводят крупнозернистый песок.

...