1 билет

1-пластовое давление и температура. Изменение температуры и давления по мере углубления в недра земной коры.

2-Очистка НКТ в скважине от парафина и смол механическими скребками.

3- Средства индивидуальной защиты

4-Переключатель скважин ПСМ. Назначение устройство.

5- Оказание первой помощи при отравлении сероводородом.

 

1 пластовое давление

Жидкости и газы находятся в пласте под давлением, которое называется пластовым. Пластовое давление - показатель, характеризующий природную энергию. Чем больше пластовое давление, тем большей энергией обладает пласт.Если пластового давления достаточно, чтобы преодолеть гидростатическое давление и давление трения в НКТ и коллекторах, то такая скважина фонтанирует.

 

2 Очистка НКТ в скважине от парафина и смол

Скребок динамический предназначен для очистки насосно-компрессорных труб от парафина и других отложений в фонтанирующих скважинах и скважинах оборудованных электро-центробежными насосами (ЭЦН).

Скребок динамический состоит из скребка нижнего, груза утяжелителя, скребка верхнего и рапсокета. Оптимальное сочетание диаметров скребка уточняется опытным путем. Рапсокет используется для крепления к проволоке d 1,8...2,5 мм, посредством которой устройство присоединяется к лебедке.

Перед спуском скребка необходимо  проверить:Герметичность сальникового уплотнения на лубрикаторе;Закрыт ли вентиль на лубрикаторе;Открыта ли задвижка буферная.

При спуске скребка оператор должен притормаживать  барабан лебедки с помощью специального  тормоза.

Подъем скребка нужно производить только при исправном храповом устройстве с защелкой, предотвращающей обратный ход барабана.

Перед осмотром или заменой скребка необходимо закрыть буферную задвижку и через лубрикатор вентиль снизить давления в лубрикаторе до атмосферного.

Находясь на площадке у  устья скважины, оператор должен остерегаться петли, которая может образоваться при резкой остановке спускаемого скребка.

 

3 Средства ииндивидуаль-й защиты

Респераторы, ватно марлевые повязки, противогазы.

Противогазы бывают: фильтрующие и изолирующ.

Фильтрующ надежны и просты их применяют след случаях: 

1.объемные доли кислорода в воздухе менее 18 %, 2 в воздухе наход вещ-ва защита от которых не предусмотрена, инструк у экспл. 3.концентрац вред-х вещ-в воздухе превыш макс знач-е.

Изолирующ-е обеспечив более длит время работы в них яв-ся средствами многоразового прим-я при условии замены внутренного патрона каждого использов противогаза.

4 Переключатель скважин ПСМ. Назначение устройство.

Назначение: Переключатель скважин (ПСМ) предназначен для направления потока нефти, идущего от скважины на замер в ГЗУ, либо коллектор.Особенности Простота в обслуживании; - Малые габариты; - Надежность конструкции;Технические характеристики Максимальное количество подключаемых скважин - до 14; - Исполнение приборов, устройств в блок-боксе - взрывозащищенное; - Рабочее давление, Мпа- 4,0; - Условный проход, мм - 50, 80; - Полная автоматизация; - Возможность полного переключения;

 5 Оказание первой помощи при отравлении сероводородом.

               При появлении  признаков отравления сероводородом следует:

- немедленно вывести пострадавшего на свежий воздух

-удобно уложить и освободить от стесняющей одежды

-при нарушении дыхания производить искусственное дыхание (методом изо рта в рот)

- при отсутствие сердцебиения производить производить непрямой массаж сердца.

    Во всех случаях отравления рекомендуется вдыхание хлора ( платок смачивается в хлорной извести). В легких случаях отравления ( при раздражении верхних дыхательных путей) рекомендуется теплое молоко с содой.

 Одновременно с оказанием первой помощи во всех случаях, независимо от тяжести отравления, необходимо вызвать скорую помощь.

 Оказание доврачебной помощи следует производить вплоть до прибытия врача.

Необходимо помнить, что отсутствие признаков жизни у пострадавшего не дает права на прекращение оказания ему доврачебной помощи Первые признаками отравления сероводородом являются недомогание, жжение в глазах, покраснение глазного яблока, головные боли.

Основные признаки отравления – нарушение сознания, сердечной и пищеварительной деятельности.

  

2 билет

1-Понятие о породах-коллекторах и их свойств;пористость и проницаемость пород,насыщенность флюидом.

2-Технология проведения промывки трубопроводом промывочными агрегатами.

3-Требование правил безопасности к ручному слесарному инструменту.

4-Меры безопасности при выполнении земляных работ.

5-Назначение, устройство и порядок применения порошковых огнетушителей.

 

1.Понятие о породах-коллекторах и их свойств;пористость и проницаемость пород,насыщенность флюидом.

Коллекторы – это породы, обладающие пустотным пространством, проницаемостью, в которых возможно перемещение воды, нефти, газа под действием силы тяжести и перепада пластового давления.
Коллекторские свойства главным образом определяются пористостью и проницаемостью. Именно пористость и проницаемость определяют способность породы отдавать нефть и газ при разработке, т.е. обеспечивают возможность движения нефти и газа.

Пористость – это наличие в породе пустот, пор, каверн, трещин, не заполненных твердым веществом. Различают три вида пористости: общую, открытую и эффективную.

Проницаемость – это свойство породы пропускать жидкость или газ при определенном перепаде давления. Абсолютно непроницаемых пород нет, так как любая порода при больших градиентах давления может пропускать жидкость и газ. На практике непроницаемые породы – те породы, которые при существующих в верхней части земной коры перепадах давления не пропускают нефть и газ.

 

3. Требования правил безопасности к ручному слесарному инструменту.

1. Надеть исправную спец. одежду, спец. обувь, подготовить средства индивидуальной защиты.

2. Осмотреть и привести в порядок место предстоящих работ или верстак, убрать все загромождающие и мешающие работе посторонние предметы, проверить освещение.

3. Проверить исправность инструмента, приспособлений. Ручной инструмент должен соответствовать следующим требованиям:

- слесарные молотки и кувалды должны иметь ровную, слегка выпуклую поверхность быть, надежно насажены на ручки;

- все инструменты, имеющие заостренные концы для рукояток (напильники, ножовки и т.д.) должны быть снабжены деревянными ручками соответствующие размерам инструмента с бандажными кольцами, предохраняющими их от раскалывания;

- рубящие инструменты (зубила, просечки и т.д.) не должны иметь косых и сбитых затылков, трещин и заусенцев, их боковые грани не должны иметь острых ребер;

- гаечные ключи должны соответствовать размерам гаек и головок болтов и не иметь трещин и забоин.

4. Проверить наличие в надлежащих местах ограждений, их исправность и надежность крепления.

5. Для переноски рабочего инструмента к рабочему месту применять специальную сумку или ящик.

 

4 Меры безопасности при выполнении земляных работ.

 

Земляные работы можно выполнять только в соответствующей спецодежде и спец. обуви.

Перед началом работ необходимо убедиться в исправности средств индивидуальной защиты, первичных средств пожаротушения, наличии необходимых знаков безопасности, лестниц и мостков.

При производстве земляных работ с использованием специальных машин перед их началом надлежит убедиться в исправности машин путём их осмотра.

До начала работы с применением машин руководитель работ должен определить схему движения и место установки машин, указать способы взаимодействия и сигнализации машиниста (оператора) с рабочим-сигналыциком, обслуживающим машину, определить (при необходимости) место нахождения сигнальщика, а также обеспечить надлежащее освещение рабочей зоны.

Значение сигналов, подаваемых в процессе работы или передвижения машины, должно быть разъяснено всем лицам, связанным с ее работой. В зоне работы машины должны быть установлены знаки безопасности и предупредительные надписи.

 

 5 Назначение, устройство и порядок применения порошковых огнетушителей.

 

Предназначены для оснащения объектов народного хозяйства и транспортных средств в качестве первичного средства тушения пожаров: класса А (твёрдых веществ), В (жидких веществ), С (газообразных веществ), E (электроустановок, находящихся под напряжением до 1000В), а также для тушения возгораний в бытовых условиях. Особенностью огнетушителей является использование газогенерирующего устройства для создания рабочего давления, что даёт следующие преимущества перед огнетушителями закачного и газобаллонного типов: отсутствие высокого давления в корпусе при хранении огнетушителя, высокая надёжность работы, большой срок службы без перезарядки. Огнетушители снабжены запорно-пусковыми устройствами, обеспечивающими свободное открывание и закрытие простым движением руки, прекращение работы по желанию пользователя.

Огнетушитель состоит из: стального корпуса; пускового устройства, которое служит для запуска газогенератора; шланга с пистолетом распылителем, для прерывистой подачи и направления огнетушащего вещества на очаг горения; газогенератора, который служит для создания рабочего давления в нутрии корпуса.

Принцип действия огнетушителя основан на использовании энергии газов, выделяющихся при срабатывании газогенератора, для аэрации и выброса огнетушащего вещества из корпуса огнетушителя на очаг горения.

При нажатии на рычаг пускового устройства срабатывает газогенератор и начинается выделение рабочего газа. Необходимо выждать не менее пяти секунд для того чтобы в корпусе огнетушителя создалось нужное давление и, только после этого, приступать к тушению возгорания.

 

 

3 билет

1-Схема сбора и транспортировка нефти, газа и воды на обслуживаемом участке.

2-Станки-качалки безбалансирные, с цепным приводом.

3-Средства пожаротушения применяемые на объектах нефтедобычи.

4-Техника безопасности при погрузочно-разгрузочных работах.

5-Порядок выполнения искусственного дыхания

 

1 Схема сбора и транспортировка нефти, газа и воды на обслуживаемом участке

На промыслах сбор нефти осуществляется по системе. Однотрубная высоконапорная система сбора. Продукция скважины подается на ДНС, где происходит отделение части газа, транспортируемого по газопроводам на КНС а оттуда на ГПЗ. Оставшаяся нефть с газом центробежными насосами перекачивается на ГУКПН, где в сепараторах 2ой ступени происходит окончательное отделение газа. Газ подается на ГПЗ - компрессором, а дегазированная нефть самотеком в резервуар.

 

2 Станки-качалки безбалансирные.

Приводная часть безбалансирного станка-качалки включая в себя редуктор та же что и у балансирного СК.Конструкция кривошипа у безбалан-го СК несколько иная V-образной формы.Грузы размещаются на кривошипе конструктивно так же как и на кривошипе бад=лансир-го СК.Над устьем скважины на наклонной стойке расположен ролик через который проходит гибкая подвеска подсоединенная к траверсе которая в свою очередь соединена с шатунами.Нижняя головка шатуна соединена с кривошипом.Безбалансирные СК имеют меньшие металлоемкость и габариты по сравнению с балансир-ми.У них несколько лучшая харак-ка движения точки подвеса штанг при которой отклонение от гармонического колебания меньше а следовательно меньше ускорение точки подвеса штанг и инерционные нагрузки в установке.Уменьшенная масса безбалансир-го СК позволяет сделать это оборудование мобильным.  

 

 3 Огнегасищие средства и огнетушители.

Огнегасящие средства могут быть жидкие (вода, растворы солей , газообразные (водяные пары, газообразная угле­кислота, пенообразные и твердые (сухая земля, песок, твердая углекислота.

К огнегасящим средствам предъявляются следующие требо­вания. Они должны иметь высокие значения теплоемкости, удельной теплоты парообразования или плавления, обладать способностью быстро распространяться по поверхности горящих веществ и проникать в глубь этих веществ.

К подобным средствам относятся вода, пена, углеводороды, инертные газы, песок, а также покрывала из войлока и асбеста.

Огнетушители - технические устройства, предназначенные для тушения пожаров в начальной стадии их возникновения.

По виду огнетушащего вещества:

пенные;  газовые; порошковые,

комбинированные.

Огнетушители пенные

Предназначены для тушения пожаров огнетушащими пенами: химической или воздушно-механической

Химическую пену получают из водных растворов кислот и щелочей, воздушно-механическую образуют из водных растворов и пенообразователей потоками рабочего газа: воздуха, азота иди углекислого газа.

Углекислотно-бромэтиловые огнетушители представляют собой стальные тонкостенные баллоны сварной конструкции. Огнетушащим зарядом является состав 4НД. Огнегасительное действие бромистого этила основано на торможении химических реакций горения, поэтому его часто называют антикатализатором или ингибитором. Для выброса заряда в огнетушитель закачивают воздух под давлением 0,9 МПа.

Время действия огнетушителей 20-30 с при длине струи 3-4 м.

Огнетушители этого типа предназначены для тушения неболь­ших загораний различных горючих веществ, тлеющих материалов, а также электроустановок, находящихся под напряжением до 380 В. Их используют в складских помещениях, на грузовых и специали­зированных автомобилях, на бензораздаточных колонках.

Огнетушители порошковые

Для тушения небольших очагов загораний горючих жидкостей, газов,  электроустановок напряжением до 1000 В, металлов и их сплавов используются порошковые огнетушители ОП-1, ОП-25, ОП-10.

 

4 погрузочно- разгрузочные работы, перемещения тяжестей.

Погрузочное- разгрузочные работы могут выполнятся различ способами: вручную с использов отдель-х приспособ-й, облечающ труд раб и при помощи грузоподъем-х машин.    Погрузочно-разгрузочные работы следует выполнять механизированным способом при помощи подъемно-транспортного оборудования и средств малой механизации. Поднимать и перемещать грузы вручную необходимо при соблюдении норм. Безопасность производства погрузочно-разгрузочных работ должна быть обеспечена: выбором способов производства работ, подъемно-транспортного оборудования и технологической оснастки; подготовкой и организацией мест производства работ; применением средств защиты работающих; проведением медицинского осмотра лиц, допущенных к работе, и их обучением. Рабочие, занятые на погрузочно-разгрузочных работах, должны проходить предварительный и периодические осмотры.

 

 

 

 

5 Оказание первой медицинской помощи при отсутствии дыхания.

Этапы:

1. уложить  спиной на ровную твердую поверхность;

2. под плечи положить валик;

3. осторожно запрокинуть голову  назад, приподнять подбородок;

4.  освободить верхние дыхательные пути от слизистых и инородных тел;

5. на рот положить салфетку;

6. зажать  нос;

7.  вдохнуть воздух в дыхательные пути  в количестве, достаточном для того, чтобы грудная клетка осторожно поднялась;

8. сделать паузу, подождать пока опустится грудная клетка;

9. если есть пульс, повторять пункты 7-8 до появления самостоятельного дыхания или до приезда «скорой помощи»

 

 

1 В настоящее время используют три основных способа добычи нефти:

• Фонтанный - жидкость и газ поднимаются по стволу скважины от забоя на поверхность только под действием пластовой энергии.
• Газолифтный - при этом способе добычи для подъема нефти на поверхность в скважину подают или закачивают с помощью компрессоров сжатый углеводородный газ или воздух.
• Насосный - подъем жидкости на поверхность осуществляется с помощью спускаемых в скважину насосов.

Скважинная добыча нефти осуществляется или путем природного фонтанирования под давлением энергии пласта, или при помощи использования механизированного способа поднятия жидкости. Как правило, в самом начале разработки нефтяного месторождения действует фонтанный вид добычи, а позднее ввиду уменьшения фонтанирования скважина переводится на газлифтный или эрлифтный способ добычи или глубинонасосный, в котором добыча нефти осуществляется штанговыми, гидропоршневыми или винтовыми насосами.

Способ, называемый газлифтным представляет собой механизм для поднятия капельной жидкости при помощи энергии, которая содержится в сжатом газе, который с ней смешивается. Это технология внесла определенные дополнения в привычный технологический процесс, поскольку при его использовании обязательно наличие компрессорной станции с газосборными трубопроводами и газораспределителями. Весь комплекс, который состоит из нефтяных скважин, трубопровода, различных установок, при помощи которых нефть добывается из недр – все это называют нефтяной промысел. Существует еще одна современная технология добычи нефти в месторождениях, которые разрабатываются при помощи искусственного заводнения - возведение водоснабдительной системы с насосными станциями.

2  Ремонты оборудовании трубопроводов можно сделать такие выводы как важные  мероприятий для повышения надёжности и безопасности трубопроводного транспорта, совершенствования законодательной и нормативной базы, регламентирующей функционирование этого направления хозяйственной деятельности.

Трубопроводный транспорт активно влияет на формирование и развитие ТЭК страны и отдельных регионов, являясь его неотъемлемой частью, поэтому и Выставка «Трубопроводные системы. Строительство, эксплуатация, ремонт» участвует в решении основной задачи – создание благоприятных условий для деятельности отечественного нефтегазового комплекса, его гармоничного развития в интересах всего российского общества.

Тематические направления ремонта:

•          Законодательная и нормативная база в трубопроводном транспорте

•          СРО в трубопроводном транспорте

•          Альтернативные виды транспортировки энергоносителей

•          Инновационные технологии в строительстве трубопроводов

•          Машины и оборудование для строительства и ремонта трубопроводов.

Сварка, изоляция

•          Контроль качества и техническая диагностика. Внутритрубная диагностика

•          Защита трубопроводов от коррозии

•          Трубы и трубное производство

•          Трубопроводы для тепло- водо- газоснабжения. Тепло- и гидроизоляция.

•          Производство труб и элементов трубопроводов из полимерных материалов

•          Трубопроводы энергетических объектов. Внутренние трубопроводы

•          Арматура, насосы, компрессоры

•          Промышленная и экологическая безопасность трубопроводного транспорта,

охрана труда

3 Для скважин, оборудованных ШГН и эксплуатирующихся в условиях невысокого пескопроявления, возможно использование поднасосных фильтров, которые должны удовлетворять следующим основным требованиям:- обладать необходимой механической прочностью и достаточной устойчивостью против коррозии и эрозионного воздействия;- обеспечивать создание надежной гидродинамической связи с пластом; - позволять проводить механическую или химическую очистку фильтра без извлечения его из скважины. Технология оборудования скважины поднасосными фильтрами предусматривает выполнение следующих операций:- освобождение скважины от подземного оборудования и очистку от песчаной пробки;- сборку фильтра необходимой длины, соединение его с приемом глубинного насоса, установку заглушки на нижней секции;- спуск НКТ с фильтром до необходимой глубины с подливом нефти в трубы;- спуск плунжера насоса;- ввод скважины в эксплуатацию методом плавного запуска.Опыт эксплуатации технологии на скважинах нефтяных месторождений, оборудованных поднасосными фильтрами с титановыми фильтроэлементами, свидетельствует о ее эффективности и увеличении в 4-5 раз межремонтного периода работы скважины.

4К санитарно-бытовым помещениям относятся: помещения для обогревания и отдыха рабочих, душевые, гардеробные, помещения для сушки и обезвреживания рабочей одежды, умывальные, санузлы, помещения для личной гигиены женщин, питьевого водоснабжения, курительные, прачечные.Помещения для обогревания и отдыха рабочих (культбудки)В связи с тем что на нефтегазодобывающих предприятиях основная часть работы протекает под открытым небом, законодательством предусмотрены помещения для обогревания и отдыха рабочих.Расстояние между указанными помещениями и спуско-подъ-емным сооружением должно превышать высоту этих сооружений на 10 м.В помещении следует иметь бачок с питьевой водой, аптечку с полным набором медикаментов первой помощи, носилки и мебель.Помещение необходимо содержать в чистоте и периодически дезинфицировать.Душевые размещаются в помещениях, смежных с гардеробными.При душевых должны быть помещения для переодевания.Помещения для сушки, обеспыливания и обезвреживания рабочей одежды должны быть оборудованы отопительными и вентиляционными установками, которые рассчитаны на высушивание рабочей одежды в течение времени не более продолжительности рабочей смены.Помещения для обезвреживания рабочей одежды должны быть обособленными.Помещения для обеспыливания рабочей одежды должны быть обособленными и располагаться рядом с гардеробными.Умывальные должны размещаться в отдельных помещениях, смежных с гардеробными, или в гардеробных.Курительные следует размещать, как правило, смежно с туалетами или с помещениями для обогревания работающих.пецодежды должны быть механизированными и иметь помещение для ремонта этой одежды.Гардеробные, душевые и другие санитарно-бытовые помещения и устройства должны периодически дезинфицироваться.Помещения бывают трех типов: с повышенной опасностью, особо опасные и помещения без повышенной опасностЬ

5При поражении электрическим током необходимо как можно скорее освободить пострадавшего от действия тока, так как от продолжительности этого действия зависит тяжесть электротравмы.

Прикосновение к токоведущим частям, находящимся под напряжением, вызывает в большинстве случаев непроизвольное судорожное сокращение мышц и общее возбуждение, которое может привести к нарушению и даже полному прекращению деятельности органов дыхания и кровообращения. Если пострадавший держит провод руками, его пальцы так сильно сжимаются, что высвободить провод из его рук становится невозможным. Поэтому первым действием оказывающего помощь должно быть немедленное отключение той части электроустановки, которой касается пострадавший. Отключение производится с помощью выключателей, рубильника или другого отключающего аппарата, а такие путем снятия или вывертывания предохранителей (пробок, разъема штепсельного соединения.

 

№5

1)Скопление нефти и газа, сосредоточенное в ловушке в количестве, достаточном для промышленной разработки, называется залежью. Наиболее часто залежи углеводородов встречаются в ловушках антиклинального типа. В общем случае в верхней части продуктивного пласта располагается свободный газ (газовая шапка), внизу – вода, а между ними нефть.

Поверхность, разделяющая нефть и воду или нефть и газ, называется соответственно водонефтяным или газонефтяным контактом. Линия пересечения поверхности контактов с кровлей пласта называется соответственно внешним контуром нефтеносности или газоносности, а с подошвой пласта – внутренним контуром нефтеносности или газоносности. Кратчайшее расстояние между кровлей и подошвой нефтегазоносного пласта называют его толщиной.

Под месторождением нефти и газа понимается совокупность залежей, приуроченных к общему участку земной поверхности. Понятия месторождение и залежь равнозначны, если на одной площади имеется всего одна залежь. Такое месторождение называется однопластовым. В остальных случаях месторождения являются многопластовыми. Например, на нефтяных месторождениях Апшеронского полуострова установлено до 30...40 залежей.

В настоящее время в зависимости от фазового состояния, а также относительного содержания нефти и газа выделяют следующие типы месторождений:

- газовые, содержащие только газ;

- нефтяные, содержащие только нефть;

- газонефтяные, содержащие больше нефти, чем газа;

- нефтегазовые, содержащие больше газа, чем нефти (например, газовые залежи с нефтяной оторочкой);

- газоконденсатные, содержащие кроме газа конденсат;

- нефтегазоконденсатные, содержащие нефть, газ и конденсат.

2) Принцип работы УПС «Фонтан» заключается в нагреве внутреннего пространства насосно-компрессорных труб с помощью специального изолированного нагревательного кабеля, помещенного в интервал интенсивного парафиноотложения.

Во время работы кабеля происходит нагрев нефтяной жидкости до температуры, превышающей температуру кристаллизации парафинов, что обеспечивает:
- Постоянную чистоту внутреннего пространства насосно-компрессорных труб, фонтанной арматуры и прилегающих к ним ближних трубопроводов;
- Повышение работоспособности и увеличение срока службы УЭЦН, в том числе за счет снижения вязкости жидкости, подаваемой на поверхность;
- Непрерывность работы скважины и трубопроводов – полностью ликвидирует текущие простои скважины, связанные с образованием АСПО, намного увеличивает время между ремонтами скважин, снижение объема ремонтных работ, уменьшение количества ремонтных бригад и спецтехники;
- Полностью исключает применение других способов депарафинизации;
- Возможность регулировки мощности установки - выбор оптимального температурного и энергосберегающего режима работы скважины или трубопровода;
- Экологическую чистоту вокруг скважины;
- Максимальное упрощение управления работой скважины, которое сводится к приборному контролю за техническими и электрическими параметрами и компьютерной обработке этих данных
- Гарантированное увеличение среднего дебита скважины, улучшение работы пласта за счет равномерного режима добычи, уменьшение потерь нефти, повышение коэффициента эксплуатации скважин.
- Непрерывную работу скважин, находящихся в труднодоступных местах, с интервалами вечной мерзлоты, с высоковязкой и битумной нефтью.

Данный принцип работы установки защищен патентами РФ №2166615 и 21258819. ООО «Парсам» является владельцем лицензии на использования данного способа депарафинизации.

При работе установки прогрева скважин срок службы погружного оборудования увеличивается до двух раз, снижается обводненность добываемой жидкости, стабилизируется работа пласта. Кроме того, происходит очищение прилегающих трубопроводов, в результате чего исключается тепловая обработка выкидных линий и близлежащих трубопроводов даже при низких (до -40грС) температурах.

Работы по монтажу установок УПС на скважину и спуск (подъем) нагревательного кабеля проводятся круглогодично, при температурах окружающей среды не менее - 30грС.
Одним из самых больших преимуществ данного метода предотвращения отложений парафина и образования парафино-гидратных пробок является его полная экологическая безопасность.

Другим важным направлением деятельности компании является внедрение в производство установок прогрева скважин УПС «Фонтан-Ш», предназначенных для прогрева внутреннего пространства НКТ нефтяных скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами.

Принцип работы УПС «Фонтан-Ш» заключается в нагреве колонны полых штанг (КПШ) привода глубинного насоса в внутреннем пространства НКТ с помощью специального изолированного нагревательное кабеля, помещенного внутрь КПШ и строительной длиной равного интервалу максимального парафиноотложения.
Во время работы кабель нагревает КПШ, которые, в свою очередь, нагревают жидкость, проходящую по НКТ, непосредственно в лифте скважины до температуры, близкой или превышающей температуру образования отложений

При этом ожидается увеличение эффективности эксплуатации нефтедобывающих скважин, оборудованных ШГН, за счет предотвращения образования парафиновых отложений с помощью прогрева нефтяной жидкости. В результате реализации проекта ожидается рост эффективности работы скважины за счет стабильного режима добычи, улучшения параметров работы пласта, увеличения межремонтного периода работы скважины, отсутствия текущих простоев и тепловых обработок лифта и прилегающих трубопроводов.

Установка прогрева скважин УПС «Фонтан-Н» предназначена для прогрева скважин с высоковязкой нефтью, в которых проводятся геофизические исследования или другие виды работ, требующие чистоты внутреннего пространства НКТ, а также на скважинах, оборудованных ШГН с малым диаметром НКТ.

В данном случае применяется плоский нагревательный кабель, расположенный на наружной поверхности НКТ и спускаемый одновременно с колонной насосно-компрессорных труб аналогично силовому кабелю УЭЦН.

При этом поддержание температурного режима жидкости внутри НКТ позволяет поддерживать чистоту лифта скважины, так и беспрепятственно проводить любые виды работ в скважине.

3) .   Устройство и принцип действия счетчиков ТОР-1.

Предназначен для измерения объема жидкости выходящей из замерного сепаратора. Обеспечивает как местный отчет показаний, так и передачу показаний при помощи электромагнитного датчика на БМА. Работает по принципу турбинного преобразователя.

Состоит: из механического счетчика, магнитной муфты, редуктора, крыльчатки.

Жидкость через входной патрубок попадает на лопатки крыльчатки, после крыльчатки экраном изменяет свое направление на 180 градусов, поступает в выходной патрубок. Вращательное движение крыльчатки передается на механический счетчик через понижающий редуктор и магнитную муфту. Показание снимаются с шестизарядного интегратора. На одной оси со стрелкой вращается диск с 2мя постоянными магнитами, которые проходя мимо электромагнитного датчика замыкают контакт. Полученные сигналы регистрируются в БМА электромагнитного счетчиками и передается на пульт управления.

Основной недостаток: при отсутствии жидкости (если есть газ) импульсы все равно идут

4) Для управления работой и обеспечения безопасных условий эксплуатации сосуды в зависимости от назначения должны быть оснащены:

запорной или запорно-регулирующей арматурой;

приборами для измерения давления;

приборами для измерения температуры;

предохранительными устройствами;

указателями уровня жидкости.

5.1.2.(К) Сосуды, снабженные быстросъемными крышками, должны иметь предохранительные устройства, исключающие возможность включения сосуда под давление при неполном закрытии крышки и открывании ее при наличии в сосуде давления. Такие сосуды также должны быть оснащены замками с ключом-маркой.



5.2. Запорная и запорно-регулирующая арматура


5.2.1. Запорная и запорно-регулирующая арматура должна устанавливаться на штуцерах, непосредственно присоединенных к сосуду или на трубопроводах, подводящих к сосуду и отводящих из него рабочую среду. В случае последовательного соединения нескольких сосудов необходимость установки такой арматуры между ними определяется разработчиком проекта.

5.2.2. Арматура должна иметь следующую маркировку:

наименование или товарный знак изготовителя;

условный проход, мм;

условное давление, МПа (допускается указывать рабочее давление и допустимую температуру);

направление потока среды;

марку материала корпуса.

5.2.3. Количество, тип арматуры и места установки должны выбираться разработчиком проекта сосуда исходя из конкретных условий эксплуатации и требований настоящих Правил.

5.2.4. На маховике запорной арматуры должно быть указано направление его вращения при открывании или закрывании арматуры.

5.2.5. Сосуды для взрывоопасных, пожароопасных веществ, веществ 1-го и 2-го классов опасности по ГОСТ 12.1.007, а также испарители с огневым или газовым обогревом должны иметь на подводящей линии от насоса или компрессора обратный клапан, автоматически закрывающийся давлением из сосуда. Обратный клапан должен устанавливаться между насосом (компрессором) и запорной арматурой сосуда.

5.2.6.(К) Арматура с условным проходом более 20 мм, изготовленная из легированной стали или цветных металлов, должна иметь паспорт (сертификат) установленной формы, в котором должны быть указаны данные по химсоставу, механическим свойствам, режимам термообработки и результатам контроля качества изготовления неразрушающими методами.
    Арматуру, имеющую маркировку по ГОСТ 4666, но не имеющую паспорта, допускается применять после проведения ревизии арматуры, испытания и проверки марки материала. При этом владельцем арматуры должен быть составлен паспорт.

5.3. Манометры


5.3.1. Каждый сосуд и самостоятельные полости с разными давлениями должны быть снабжены манометрами прямого действия. Манометр устанавливается на штуцере сосуда или трубопроводе между сосудом и запорной арматурой.

5.3.2. Манометры должны иметь класс точности не ниже: 2,5 - при рабочем давлении сосуда до 2,5 МПа (25 кгс/см² ), 1,5 - при рабочем давлении сосуда свыше 2,5 МПа (25 кгс/см² ).

5.3.3. Манометр должен выбираться с такой шкалой, чтобы предел измерения рабочего давления находился во второй трети шкалы.

5.3.4. На шкале манометра владельцем сосуда должна быть нанесена красная черта, указывающая рабочее давление в сосуде. Взамен красной черты разрешается прикреплять к корпусу манометра металлическую пластину, окрашенную в красный цвет и плотно прилегающую к стеклу манометра.

5.3.5. Манометр должен быть установлен так, чтобы его показания были отчетливо видны обслуживающему персоналу.

5.3.6. Номинальный диаметр корпуса манометров, устанавливаемых на высоте до 2 м от уровня площадки наблюдения за ними, должен быть не менее 100 мм, на высоте от 2 до 3 м - не менее 160 мм.
    Установка манометров на высоте более 3 м от уровня площадки не разрешается.

5.3.7. Между манометром и сосудом должен быть установлен трехходовой кран или заменяющее его устройство, позволяющее проводить периодическую проверку манометра с помощью контрольного.
    В необходимых случаях манометр в зависимости от условий работы и свойств среды, находящейся в сосуде, должен снабжаться или сифонной трубкой, или масляным буфером, или другими устройствами, предохраняющими его от непосредственного воздействия среды и температуры и обеспечивающими его надежную работу.

5.3.8. На сосудах, работающих под давлением выше 2,5 МПа (25 кгс/см ) или при температуре среды выше 250°С, а также со взрывоопасной средой или вредными веществами 1-го и 2-го классов опасности по ГОСТ 12.1.007 вместо трехходового крана допускается установка отдельного щтуцера с запорным органом для подсоединения второго манометра.
    На стационарных сосудах при наличии возможности проверки манометра в установленные настоящими Правилами сроки путем снятия его с сосуда установка трехходового крана или заменяющего его устройства необязательна.
    На передвижных сосудах необходимость установки трехходового крана определяется разработчиком проекта сосуда.

5.3.9. Манометры и соединяющие их с сосудом трубопроводы должны быть защищены от замерзания.

5.3.10. Манометр не допускается к применению в случаях, когда:

отсутствует пломба или клеймо с отметкой о проведении поверки;

просрочен срок поверки;

стрелка при его отключении не возвращается к нулевому показанию шкалы на величину, превышающую половину допускаемой погрешности для данного прибора;

разбито стекло или имеются повреждения, которые могут отразиться на правильности его показаний.

5.3.11. Поверка манометров с их опломбированием или клеймением должна производиться не реже одного раза в 12 месяцев. Кроме того, не реже одного раза в 6 месяцев владельцем сосуда должна производиться дополнительная проверка рабочих манометров контрольным манометром с записью результатов в журнал контрольных проверок. При отсутствии контрольного манометра допускается дополнительную проверку производить проверенным рабочим манометром, имеющим с проверяемым манометром одинаковую шкалу и класс точности.
    Порядок и сроки проверки исправности манометров обслуживающим персоналом в процессе эксплуатации сосудов должны определяться "Инструкцией по режиму работы и безопасному обслуживанию сосудов", утвержденной руководством организации - владельца сосуда.

5.4. Приборы для измерения температуры


5.4.1. Сосуды, работающие при изменяющейся температуре стенок, должны быть снабжены приборами для контроля скорости и равномерности прогрева по длине и высоте сосуда и реперами для контроля тепловых перемещений.
    Необходимость оснащения сосудов указанными приборами и реперами, а также допустимая скорость прогрева и охлаждения сосудов определяются разработчиком проекта и указываются изготовителем в паспортах сосудов или в инструкциях по монтажу и эксплуатации.

5.5. Предохранительные устройства от повышения давления


5.5.1. Каждый сосуд (полость комбинированного сосуда) должен быть снабжен предохранительными устройствами от повышения давления выше допустимого значения.

5.5.2. В качестве предохранительных устройств применяются:

пружинные предохранительные клапаны;

рычажно-грузовые предохранительные клапаны;

импульсные предохранительные устройства (ИПУ), состоящие из главного предохранительного клапана (ГПК) и управляющего импульсного клапана (ИПК) прямого действия; (Далее по тексту - ИПУ, ГПК, ИПК.).

предохранительные устройства с разрушающимися мембранами (мембранные предохранительные устройства - МПУ);

другие устройства, применение которых согласовано с Госгортехнадзором России.

Установка рычажно-грузовых клапанов на передвижных сосудах не допускается.

5.5.3. Конструкция пружинного клапана должна исключать возможность затяжки пружины сверх установленной величины, а пружина должна быть защищена от недопустимого нагрева (охлаждения) и непосредственного воздействия рабочей среды, если она оказывает вредное действие на материал пружины.

5.5.4. Конструкция пружинного клапана должна предусматривать устройство для проверки исправности действия клапана в рабочем состоянии путем принудительного открывания его во время работы.
    Допускается установка предохранительных клапанов без приспособления для принудительного открывания, если последнее нежелательно по свойствам среды (взрывоопасная, горючая, 1-го и 2-го классов опасности) или по условиям технологического процесса. В этом случае проверка срабатывания клапанов должна осуществляться на стендах.

5.5.5.(К) Если рабочее давление сосуда равно или больше давления питающего источника и в сосуде исключена возможность повышения давления от химической реакции или обогрева, то установка на нем предохранительного клапана и манометра необязательна.

5.5.6. Сосуд, рассчитанный на давление меньше давления питающего его источника, должен иметь на подводящем трубопроводе автоматическое редуцирующее устройство с манометром и предохранительным устройством, установленными на стороне меньшего давления после редуцирующего устройства.
    В случае установки обводной линии (байпаса) она также должна быть оснащена редуцирующим устройством.

5.5.7. Для группы сосудов, работающих при одном и том же давлении, допускается установка одного редуцирующего устройства с манометром и предохранительным клапаном на общем подводящем трубопроводе до первого ответвления к одному из сосудов.
    В этом случае установка предохранительных устройств на самих сосудах необязательна, если в них исключена возможность повышения давления.

5.5.8. В случае, когда автоматическое редуцирующее устройство вследствие физических свойств рабочей среды не может надежно работать, допускается установка регулятора расхода. При этом должна предусматриваться защита от повышения давления.

5.5.9.(К) Количество предохранительных клапанов, их размеры и пропускная способность должны быть выбраны по расчету так, чтобы в сосуде не создавалось давление, превышающее избыточное рабочее более чем на 0,05 МПа (0,5 кгс/см ) для сосудов с давлением до 0,3 МПа (3 кгс/см ), на 15% - для сосудов с давлением от 0,3 до 6,0 МПа (от 3 до 60 кгс/см ) и на 10% - для сосудов с давлением свыше 6,0 МПа (60 кгс/см ).
    При работающих предохранительных клапанах допускается превышение давления в сосуде не более чем на 25% рабочего при условии, что это превышение предусмотрено проектом и отражено в паспорте сосуда.

5.5.10. Пропускная способность предохранительного клапана определяется в соответствии с ГОСТ 12.2.085.

5.5.11. Предохранительное устройство изготовителем должно поставляться с паспортом и инструкцией по эксплуатации.
    В паспорте наряду с другими сведениями должен быть указан коэффициент расхода клапана для сжимаемых и несжимаемых сред, а также площадь, к которой он отнесен.

5.5.12. Предохранительные устройства должны устанавливаться на патрубках или трубопроводах, непосредственно присоединенных к сосуду.

Присоединительные трубопроводы предохранительных устройств (подводящие, отводящие и дренажные) должны быть защищены от замерзания в них рабочей среды.

При установке на одном патрубке (трубопроводе) нескольких предохранительных устройств площадь поперечного сечения патрубка (трубопровода) должна быть не менее 1,25 суммарной площади сечения клапанов, установленных на нем.

При определении сечения присоединительных трубопроводов длиной более 1000 мм необходимо также учитывать величину их сопротивлений.

Отбор рабочей среды из патрубков (и на участках присоединительных трубопроводов от сосуда до клапанов), на которых установлены предохранительные устройства, не допускается.

5.5.13. Предохранительные устройства должны быть размещены в местах, доступных для их обслуживания.

5.5.14. Установка запорной арматуры между сосудом и предохранительным устройством, а также за ним не допускается.

5.5.15. Арматура перед (за) предохранительным устройством может быть установлена при условии монтажа двух предохранительных устройств и блокировки, исключающей возможность одновременного их отключения. В этом случае каждый из них должен иметь пропускную способность, предусмотренную ст.5.5.9 настоящих Правил.

При установке группы предохранительных устройств и арматуры перед (за) ними блокировка должна быть выполнена таким образом, чтобы при любом предусмотренном проектом варианте отключения клапанов остающиеся включенными предохранительные устройства имели суммарную пропускную способность, предусмотренную ст. 5.5.9 настоящих Правил.

5.5.16. Отводящие трубопроводы предохранительных устройств и импульсные линии ИПУ в местах возможного скопления конденсата должны быть оборудованы дренажными устройствами для удаления конденсата.

Установка запорных органов или другой арматуры на дренажных трубопроводах не допускается. Среда, выходящая из предохранительных устройств и дренажей, должна отводиться в безопасное место.

Сбрасываемые токсичные, взрыво- и пожароопасные технологические среды должны направляться в закрытые системы для дальнейшей утилизации или в системы организованного сжигания.

Запрещается объединять сбросы, содержащие вещества, которые способны при смешивании образовывать взрывоопасные смеси или нестабильные соединения.

5.5.17. Мембранные предохранительные устройства устанавливаются:

вместо рычажно-грузовых и пружинных предохранительных клапанов, когда эти клапаны в рабочих условиях конкретной среды не могут быть применены вследствие их инерционности или других причин;

перед предохранительными клапанами в случаях, когда предохранительные клапаны не могут надежно работать вследствие вредного воздействия рабочей среды (коррозия, эрозия, полимеризация, кристаллизация, прикипание, примерзание) или возможных утечек через закрытый клапан взрыво- и пожароопасных, токсичных, экологически вредных и т.п. веществ. В этом случае должно быть предусмотрено устройство, позволяющее контролировать исправность мембраны;

параллельно с предохранительными клапанами для увеличения пропускной способности систем сброса давления;

на выходной стороне предохранительных клапанов для предотвращения вредного воздействия рабочих сред со стороны сбросной системы и для исключения влияния колебаний противодавления со стороны этой системы на точность срабатывания предохранительных клапанов.

Необходимость и место установки мембранных предохранительных устройств и их конструкцию определяет проектная организация.

5.5.18. На изготовление мембран организация должна иметь разрешение (лицензию) Госгортехнадзора России.

5.5.19. Предохранительные мембраны должны быть маркированы, при этом маркировка не должна оказывать влияния на точность срабатывания мембран.

Содержание маркировки:

наименование (обозначение) или товарный знак изготовителя;

номер партии мембран;

тип мембран;

условный диаметр;

рабочий диаметр;

материал;

минимальное и максимальное давление срабатывания мембран в партии при заданной температуре и при температуре 20 °С.

Маркировка должна наноситься по краевому кольцевому участку мембран либо мембраны должны быть снабжены прикрепленными к ним маркировочными хвостовиками (этикетками).

5.5.20. На каждую партию мембран должен быть паспорт, оформленный изготовителем.

Содержание паспорта:

наименование и адрес изготовителя;

номер партии мембран;

тип мембран;

условный диаметр;

рабочий диаметр;

материал;

минимальное и максимальное давление срабатывания мембран в партии при заданной температуре и при температуре 20 °С;

количество мембран в партии;

номер лицензии, выданной Госгортехнадзором России на право изготовления мембран, и дата выдачи лицензии;

наименование нормативного документа, в соответствии с которым изготовлены мембраны;

наименование организации, по техническому заданию (заказу) которой изготовлены мембраны;

гарантийные обязательства организации-изготовителя;

порядок допуска мембран к эксплуатации;

образец журнала эксплуатации мембран.

Паспорт должен быть подписан руководителем организации-изготовителя, подпись которого скрепляется печатью.

К паспорту должна быть приложена техническая документация на противовакуумные опоры, зажимающие и другие элементы, в сборе с которыми допускаются к эксплуатации мембраны данной партии. Техническая документация не прилагается в тех случаях, когда мембраны изготовлены применительно к уже имеющимся у потребителя узлам крепления.

5.5.21. Предохранительные мембраны должны устанавливаться только в предназначенные для них узлы крепления.

Работы по сборке, монтажу и эксплуатации мембран должны выполняться специально обученным персоналом.

5.5.22. Предохранительные мембраны зарубежного производства, изготовленные организациями, не подконтрольными Госгортехнадзору России, могут быть допущены к эксплуатации лишь при наличии специальных разрешений на применение таких мембран, выдаваемых Госгортехнадзором России в установленном им порядке.

5.5.23. Мембранные предохранительные устройства должны размещаться в местах, открытых и доступных для осмотра и монтажа-демонтажа, присоединительные трубопроводы должны быть защищены от замерзания в них рабочей среды, а устройства должны устанавливаться на патрубках или трубопроводах, непосредственно присоединенных к сосуду.

5.5.24. При установке мембранного предохранительного устройства последовательно с предохранительным клапаном (перед клапаном или за ним) полость между мембраной и клапаном должна сообщаться отводной трубкой с сигнальным манометром (для контроля исправности мембран).

5.5.25. Допускается установка переключающего устройства перед мембранными предохранительными устройствами при наличии удвоенного числа мембранных устройств с обеспечением при этом защиты сосуда от превышения давления при любом положении переключающего устройства.

5.5.26. Порядок и сроки проверки исправности действия предохранительных устройств в зависимости от условий технологического процесса должны быть указаны в инструкции по эксплуатации предохранительных устройств, утвержденной владельцем сосуда в установленном порядке.

Результаты проверки исправности предохранительных устройств, сведения об их настройке записываются в сменный журнал работы сосудов лицами, выполняющими указанные операции.

5.6. Указатели уровня жидкости


5.6.1. При необходимости контроля уровня жидкости в сосудах, имеющих границу раздела сред, должны применяться указатели уровня.

Кроме указателей уровня на сосудах могут устанавливаться звуковые, световые и другие сигнализаторы и блокировки по уровню.

5.6.2. Указатели уровня жидкости должны устанавливаться в соответствии с инструкцией изготовителя, при этом должна быть обеспечена хорошая видимость этого уровня.

5.6.3. На сосудах, обогреваемых пламенем или горячими газами, у которых возможно понижение уровня жидкости ниже допустимого, должно быть установлено не менее двух указателей уровня прямого действия.

5.6.4. Конструкция, количество и места установки указателей уровня определяются разработчиком проекта сосуда.

5.6.5. На каждом указателе уровня жидкости должны быть отмечены допустимые верхний и нижний уровни.

5.6.6. Верхний и нижний допустимые уровни жидкости в сосуде устанавливаются разработчиком проекта. Высота прозрачного указателя уровня жидкости должна быть не менее чем на 25 мм соответственно ниже нижнего и выше верхнего допустимых уровней жидкости.

При необходимости установки нескольких указателей по высоте их следует размещать так, чтобы они обеспечили непрерывность показаний уровня жидкости.

5.6.7. Указатели уровня должны быть снабжены арматурой (кранами и вентилями) для их отключения от сосуда и продувки с отводом рабочей среды в безопасное место.

5.6.8. При применении в указателях уровня в качестве прозрачного элемента стекла или слюды для предохранения персонала от травмирования при разрыве их должно быть предусмотрено защитное устройство.

 

5.   Оказание первой помощи при переломах, вывихах.

 

 

Оказывающий помощь при переломах (вывихах) должен:

 дать пострадавшему обезболивающие средства;

 при открытом переломе - остановить кровотечение, обработать рану, наложить повязку;

 обеспечить иммобилизацию (создание покоя) сломанной кости стандартными шинами или подручными материалами (фанера, доски, палки и т.п.);

 при переломе конечности накладывать шины, фиксируя, по крайней мере, два сустава - одного выше, другого ниже места перелома (центр шины должен находиться у места перелома);

 при переломах (вывихах) плеча или предплечья зафиксировать травмированную руку в физиологическом (согнутом в локтевом суставе под углом 90°) положении, вложив в ладонь плотный комок ваты или бинта, руку подвесить к шее на косынке (бинте);

 при переломе (вывихе) костей кисти и пальцев рук к широкой шине (шириной с ладонь и длиной от середины предплечья и до кончиков пальцев) прибинтовать кисть, вложив в ладонь комок ваты или бинта, руку подвесить к шее при помощи косынки (бинта);

 при переломе (вывихе) бедренной кости наложить наружную шину от подмышки до пятки, а внутреннюю - от промежности до пятки (по возможности не приподнимая конечность). Транспортировку пострадавшего осуществлять на носилках;

 при переломе (вывихе) костей голени фиксировать коленный и голеностопный суставы пораженной конечности. Транспортировку пострадавшего осуществлять на носилках;

 при переломе (вывихе) ключицы положить в подмышечную впадину (на стороне травмы) небольшой кусочек ваты и прибинтовать к туловищу руку, согнутую под прямым углом;

 при повреждении позвоночника осторожно, не поднимая пострадавшего, подсунуть под его спину широкую доску, толстую фанеру и т.п. или повернуть пострадавшего лицом вниз, не прогибая туловища. Транспортировка только на носилках;

 при переломе ребер туго забинтовать грудь или стянуть ее полотенцем во время выдоха;

 при переломе костей таза подсунуть под спину широкую доску, уложить пострадавшего в положение "лягушка" (согнуть ноги в коленях и развести в стороны, а стопы сдвинуть вместе, под колени подложить валик из одежды). Транспортировку пострадавшего осуществлять только на носилках;

 к месту перелома приложить "холод" (резиновый пузырь со льдом, грелку с холодной водой, холодные примочки и т.п.) для уменьшения боли.

 

 

№6

2) Соединения труб подразделяются на разъемные и неразъемные. Выбор соединения зависит в первую очередь от материала, из которого изготовлены трубы, использующиеся при прокладке водопровода.

Неразъемные соединения

Это такие соединения, которые разъединяются только в том случае, если разрушить крепление или деталь. Они производятся путем сварки и склеивания.

Сварку труб производят встык или враструб. Она соединяет трубы наиболее прочно и надежно.

Сварка враструб. Этот способ соединения труб осуществляется путем одновременного оплавления нагревательным инструментом наружной поверхности гладкого конца трубы и тонкого слоя внутренней поверхности раструба. После этого нужно очень быстро вдвинуть конец трубы в раструб.

Сварка встык. Этот способ соединения труб заключается в оплавлении нагревательным инструментом, а затем в соединении оплавленных поверхностей при незначительном давлении.

В домашних условиях из-за отсутствия сложного оборудования применимы не все виды сварки. Наиболее часто используется газовая и дуговая электросварка. Прежде чем выполнять сварку, следует предварительно промыть замасленные места раствором каустической соды, а затем теплой водой.

Далее нужно обработать места сварки с помощью напильника и органического растворителя. Затем кромки необходимо опилить.

Газовой сваркой можно соединять и металлы, и пластмассу. Ее принцип очень прост. При сгорании газа в атмосфере образуется пламя, расплавляющее присадочный материал – проволоку, которая заполняет зазор между кромками деталей, образуя таким образом сварной шов.

Соединение труб дуговой электросваркой применяют достаточно широко. Производят электросварку с помощью как плавящихся, так и неплавящихся (вольфрамовых или угольных) электродов. Во втором случае в зону плавящей дуги обязательно вводят присадочный материал. Если сварка сделана правильно, свищи не появляются, а линия спая почти заметна.

Неразъемные соединения производят и с помощью склеивания. Чаще всего используют следующие виды клея: эпоксидный (для металлов и пластмассы), БФ-2 (для пластмассы и металла), 88Н (для металла с резиной и резины с резиной).

У данного способа соединения, по сравнению со сваркой, много преимуществ.

Склейка не требует повышенных температур, благодаря чему исключается деформация деталей. Этим способом можно соединять разнородные металлы и неметаллические материалы.

Прежде чем приступить к склеиванию, предварительно готовят поверхности. Сначала удаляют пятна ржавчины, грязи, а также следы жира и масла. Для очистки от ржавчины и грязи используют шлифовальные шкурки или металлические щетки. Пятна жира и масла удаляют с помощью бензина или ацетона в зависимости от марки клея. Если склеивание осуществляют клеем 88Н, то применяют бензин, а если используют ЭДП и БФ-2 – ацетон.

Склеивают детали следующим образом. Сначала на поверхности наносят кисточкой первый слой клея. Он должен высохнуть. БФ-2 сохнет в течение 1 ч при температуре 20 °С, 88Н – 15 мин на свежем воздухе, а при использовании ЭДП сушка вообще не требуется.

Когда первый слой высохнет, наносят второй. Затем детали нужно сразу соединить и прижать друг к другу струбцинами. Прилегание деталей должно быть плотным.

Срок выдерживания склеенных деталей разный и зависит от вида клея. Например, если используется ЭДП, то выдержка происходит 2–3 сут при температуре 20 °С, БФ-2 – 3–4 сут при 20 °С, 88Н – 1–2 сут при 20 °С под грузом.

Выдержав клееный узел в течение определенного срока, нужно очистить швы от подтеков клея.

Разъемные соединения

Это такие соединения, которые легко разбираются на отдельные детали. К ним относятся соединения на резьбе (с помощью фитингов) и фланцевые, которые обычно применяются с прокладками.

Соединение труб на фитингах используют для труб с резьбой на концах. При этом применяются фитинги – фасонные соединительные части, которые изготовляются из ковкого чугуна, стали, пластмассы. Их использование дает возможность соединять трубы под нужным углом, делать необходимые ответвления, переходы от одного диаметра трубы на другой.

Фитинги из ковкого чугуна для прочности имеют буртики по торцам. Стальные фитинги – гладкие, без буртиков и выступов. Выпускаются также и пластмассовые шестигранные фитинги под гаечный ключ.

Соединение с помощью фитингов должно быть прочным, что обеспечивается плотным прижиманием друг к другу ниток резьбы.

Чтобы достичь герметичности при свинчивании труб с резьбой, нужно предварительно смазать нарезанные части белилами или свинцовым суриком.

Если же нужно достичь более надежного соединения труб с резьбой, следует воспользоваться льняной или пеньковой подмоткой с суриковой замазкой. Для ее приготовления берут 2 части (по массе) сурика и 1 часть вареного масла.

Короткую резьбу на трубах применяют для неразъемных соединений труб фасонными частями. На смонтированном трубопроводе разъединить такое соединение можно, только разрезав трубы.

Чтобы соединить трубы с короткой резьбой, необходимо на каждом конце соединяемых труб нарезать резьбу так, чтобы она на 2–3 витка не доходила до середины муфты. Это создаст своеобразное заклинивание, благодаря которому получится очень прочное соединение.

При соединении труб на фланцах их прикрепляют к трубам на резьбе или с помощью сварки. При этом способе соединения необходимо следить за соблюдением соосности труб, а также параллельности торцов соединяемых фланцев.

Сборка труб на фланцах состоит в установке между фланцами прокладок, поверхность которых должна быть ровной, без складок и морщин.

Следует отметить, что любые соединения труб в процессе эксплуатации трубопроводов должны оставаться герметичными.

При прокладке водопроводов на садовых участках для соединения труб нередко используют муфты. Но при соединении труб этим способом обязательно надо предусмотреть и возможность их разъединения, потому что при возникновении протечки в одной муфте придется разбирать трубы до поврежденного участка.

Чтобы облегчить ремонт, в процессе сборки трубопровода между трубами следует периодически устанавливать сгоны.

Сгон представляет собой небольшую трубу, имеющую на одном конце короткую резьбу для соединения труб муфтой, а на другом – резьбу, в несколько раз большую. На длинной резьбе уместятся и муфта, и контргайка, сгоняемые туда, чтобы разъединить трубы.

Необходимо помнить, что при соединении труб разрешается только заворачивать трубы и фитинги. Как правило, отворачивание (задний ход) неизбежно приводит к течи. При соединении асбестоцементных труб чаще всего используют чугунные фасонные детали, которые соединяют с трубами с помощью муфт. Допускается использование прямых цилиндрических муфт из асбестоцемента, а также чугунных.

Соединение пластмассовых труб производят несколькими способами. Это может быть тепловая сварка или склеивание (неразъемный способ), а также соединение с использованием резиновых колец, фланцев, накидных гаек (разъемный способ).

Склеивают или сваривают теплой сваркой обычно пластиковые трубы диаметром 100 мм и более.

Если трубопровод из пластмассовых труб смонтирован методом сварки, то необходимо помнить, что в стыковых швах прочность соединений на 10% ниже прочности самих труб. При монтаже трубопровода из пластмассовых труб также используют фасонные части из полиэтилена.

3.   Назначение, устройство и принцип действия счетчика НОРД-М.

Турбинные счетчики нефти НОРД-М предназначены для измерения объемного количества нефти, нефтепродуктов и других нейтральных к сталям 20Х13 и 12Х18Н10Т жидкостей.

 

Область применения счетчиков нефти НОРД-М – технологические установки нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих предприятий.

 

Счетчики нефти НОРД, в зависимости от диаметра условного прохода и условного давления имеют исполнения, приведенные в таблице.

 

 

Счетчик нефти НОРД-М состоит из следующих составных частей:

турбинного преобразователя расхода ТПР-НОРД-М;

блока обработки данных электронного НОРД-Э3М исполнения (в дальнейшем – блок НОРД-Э3М) или Вега-03;

магнитоиндукционного датчика НОРД-И2У-04 (для DN40, DN65) или НОРД-И2У-02 (для DN80, DN100, DN150, DN200) – в дальнейшем (датчик);

 

Принцип работы счетчика нефти НОРД-М: преобразователь счетчика преобразует количество протекающей жидкости в пропорциональное число оборотов крыльчатки, преобразующееся в свою очередь датчиком в пропорциональное количество электрических импульсов, которые пересчитываются электронным блоком в импульсы, соответствующие стандартным единицам.

4) Профессиональные заболевания - особая категория болезней, возникающих исключительно или преимущественно при воздействии на организм профессиональных вредностей. Причинная связь заболевания с воздействием неблагоприятных факторов производственной среды выдвигает на первый план необходимость анализа производственно-профессиональных вредностей и определяет исключительную важность тесного контакта со смежной дисциплиной - гигиеной труда. Весьма часто клинические проявления профессиональных болезней не имеют ничего «специфического» и только сведения о конкретных условиях производственной среды позволяют установить этиологическую роль профессионального фактора в развитии заболевания.

К профессиональным заболеваниям относят:

1. Собственно профессиональные болезни, в этиологии которых главная роль принадлежит определенному профессиональному фактору (при силикозе - пыли двуокиси кремния, при профессиональных интоксикациях - промышленным ядам и т. д.). С клинической точки зрения специфичность этих болезней всегда относительна. Лишь некоторые из них характеризуются своеобразным «специфическим» симптомокомплексом клинико-физиологических, рентгеноморфологических, гематологических и биохимических изменений, на основании которого можно с более или менее значительной достоверностью распознать этиологический фактор, вызвавший заболевание (например, при интоксикации свинцом, пневмокониозе, вибрационной болезни, лучевой болезни и др.). Профессиональный характер в каждом случае заболевания определяется не столько клинической картиной, сколько обязательным наличием специфического этиологического фактора.

2. Некоторые общие заболевания, в развитии которых установлена причинная связь с определенным фактором производственной среды. Таковы, например, бронхиальная астма у рабочих некоторых химических производств, сельского хозяйства, туберкулез у медицинских работников, имеющих контакт с больным туберкулезом или зараженным материалом, если до поступления на данную работу они не болели туберкулезом. Острые и хронические инфекционные и паразитарные болезни (бруцеллез, ящур, сап и др.) следует также считать профессиональными, если возникновение их обусловлено характером выполняемой работы.

В зависимости от длительности воздействия профессиональных вредностей различают острые, подострые и хронические профессиональные заболевания. Острое профессиональное заболевание (интоксикация) возникает внезапно, после однократного (в течение не более одной рабочей смены) воздействия относительно высоких концентраций химических веществ, содержащихся в воздухе рабочей зоны, а также уровней и доз других неблагоприятных факторов.

Подострое профессиональное заболевание (интоксикация) наблюдается в условиях повторного воздействия химических веществ или других профессиональных вредностей в течение сравнительно короткого времени.

Хроническое профессиональное заболевание возникает в результате длительного систематического воздействия на организм профессиональных вредностей.   Особенностью хронических, наиболее часто встречающихся в настоящее время профессиональных заболевания является постепенное нарастание симптомов болезни. Клинически хроническое профессиональное заболевание в течение определенного периода может протекать малосимптомно.

Общепринятой и единой классификации профессиональных заболеваний нет. В основу классификации может быть положен системный или этиологический принцип группировки профессиональных заболеваний. Системный принцип основан на Преимущественном действии профессиональных вредностей на ту или другую систему организма. Так, можно говорить о профессиональных болезнях с преимущественным поражением органов дыханья, системы крови, нервной системы, кожи, гепатобилиарной системы, почек. Для практических целей пользуются принципом распределения болезней в зависимости от действия различных этиологических факторов производственной среды и трудового процесса. Исходя из этого принципа, выделяют пять групп заболеваний:

1) профессиональные заболевания, вызываемые действием химических факторов (острые и хронические интоксикации и их последствия, заболевания кожи, профессиональные новообразования, профессиональные аллергозы);

2) профессиональные заболевания, вызываемые действием пылевого фактора (силикоз, силикатозы, антракоз, металлокониозы, пневмокониозы от смешанной пыли, воспаление легких, бронхит и др.);

3) профессиональные заболевания, обусловленные действием физических факторов (вибрационная болезнь, профессиональная тугоухость, заболевания, вызываемые воздействием электромагнитных волн радиодиапазона, ионизирующих излучений - острая и хроническая лучевая болезнь, лучевые поражения кожи, заболевания, связанные с изменением атмосферного давления - кессонная, летная, болезни с воздействием лазеров и контактного ультразвука, возникающие при работе в неблагоприятных метеорологических условиях – тепловой удар, судорожная болезнь, отморожение).

4) профессиональные заболевания от перенапряжения отдельных органов и систем (заболевания периферических нервов и мышц - миофасциты, полинейропатии, полиневриты, радикулоневриты и др., координаторные неврозы, заболевания опорно-двигательного аппарата, голосового аппарата, органов зрения - астенопии, близорукость);

5) профессиональные заболевания, вызываемые действием биологических факторов (заболевания, вызываемые антибиотиками, дрожжевыми и дрожжеподобными грибами, грибами-продуцентами - дисбактериоз, кандидамикоз кожи и слизистых, висцеральный кандидамикоз и др., инфекционные и паразитарные заболевания - туберкулез, бруцеллез, сап, сибирская язва, грибковые заболевания кожи, эризипелоид Розенбаха и др.).

5) ПО  ОХРАНЕ ТРУДА ПРИ РАБОТАХ В КОЛОДЦАХ, КОЛЛЕКТОРАХ, ВЕНТКАМЕРАХ

 

1. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

1. Администрация обязана до начала работ ознакомить с настоящей инструкцией рабочих, связанных с работами в колодцах, коллекторах и шурфах, проверить знания и осуществлять постоянный контроль за соблюдением ее требований, а также обеспечить рабочих спецодеждой, спецобувью и индивидуальными средствами защиты в соответствии с действующими нормами и характером выполняемой работы.

2. В зависимости от местных условий руководители строительных и специализированных управлений должны предусмотреть дополнительные мероприятия, обеспечивающие безопасность производства работ.

3. Производить работы в колодцах, коллекторах и шурфах разрешается рабочим не моложе 18 лет, прошедшим обучение и инструктаж по технике безопасности на рабочем месте.

4. Для выполнения работ необходимо звену рабочих или бригаде выдавать наряд-допуск, определяющий безопасные условия работы с указанием необходимых мероприятий по технике безопасности.

Наряд-допуск подписывается главным инженером строительно-монтажной организации и выдается на срок, необходимый для выполнения данного объема работ. В случае перерыва в производстве работ более чем на сутки наряд-допуск аннулируется и при возобновлении работ выдается новый.

5. Бригада рабочих должна быть снабжена аптечкой.

6. Рабочие должны иметь необходимые для работы исправные инструменты и оборудование, предохранительные сигналы и устройства, защитные приспособления. Запрещается производить работы при неисправных инструментах и оборудовании.

7. Места производства работ в условиях уличного движения необходимо оградить. Ограждать колодцы надлежит следующим образом:

·         на улицах при кратковременных работах днем устанавливать переносные треноги со знаком в виде плоского треугольника, окрашенного в белый цвет и окаймленного красной полоской, ночью - прикреплять  треногам сигнальные фонари красного цвета;

·         на строительных площадках ограждение (перила высотой 1,1 м) ставится на расстоянии 2 м от места производства работ. В темное время суток на перилах устанавливается либо сигнальный фонарь красного цвет, либо электрическая лампочка, окрашенная в красный цвет.

8. При расположении колодца вблизи трамвайных путей запрещается складировать инвентарь, оборудование и инструмент на расстоянии ближе 2 м от рельса. При работах вблизи трамвайных путей, помимо ограждений, должен быть выставлен в 5м от места работы сигнал с надписью: "тихий ход".

9. При работе на перекрестке знаки устанавливают с каждой стороны движения транспорта.

10. Производство работ в колодцах, люки которых расположены между трамвайными путями, разрешается лишь при условии предварительного согласия о прекращении движения с организацией, ведающей эксплуатацией путей.

Для освещения подземных смотровых устройств должны применяться переносные аккумуляторные лампы напряжением не выше 12 В.

11. К работе, связанной со спуском в водопроводный канализационный колодец, допускается бригада в составе не менее трех человек.

При этом рабочий, спускающийся в колодец, должен надеть спасательный пояс с лямками, надежно закрепленный предохранительной веревкой, длина которой должна быть на 2 м больше глубины колодца. Второй рабочий обязан поддерживать связь с находящимся в колодце, держать конец каната и, в случае необходимости, вместе с третьим рабочим немедленно поднять его из колодца. Третий рабочий должен охранять территорию вокруг колодца, не допуская к нему прохожих с открытым огнем, оказывать помощь по подъему рабочего, а во время работы подавать инструменты и материалы.

12. Для работы в колодцах, коллекторах и шурфах звено рабочих должно быть обеспечено следующим инвентарем:

·         специальным спасательным поясом с пеньковым канатом длиной на 2 м больше глубины колодца; шланговыми противогазами марки ПШ-1 со шлангом на 2 м больше глубины колодца, но общей длиной не более 12 м;

·         аккумуляторным электрическим фонарем напряжением не выше 12 В. Замена аккумуляторного фонаря источниками света с открытым огнемзапрещается; газоанализаторами - на метан и эфир (пары бензина и др.); ручным вентилятором;

·         крюком и ломом для открываниякрышек колодцев; переносным предупредительным знаком на треногах; красным фонарем либо электрической лампой, окрашенной в красный цвет; защитными касками.

В связи с острым дефицитом газоанализаторов на практике вместо них используют мелких грызунов, домашних животных, птиц.

 

II. И III. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ДО СПУСКА В КОЛОДЦЫ И ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ РАБОТ

1. Категорически запрещается открывать крышки люков камер и колодцев на подземных сооружениях и опускаться в них без разрешения соответствующих эксплуатационных организаций.

2. Для подъема люка колодца следует пользоваться ломиками со специальным наконечником и крючком. Наконечник и крючок должны быть сделаны из цветного металла для предотвращения искрообразования.

Запрещается открывать крышку руками. Снятую крышку следует укладывать от колодца по направлению движения транспорта.

3. До тех пор пока не будет установлено, что в подземных смотровых устройствах нет взрывоопасных газов, к люку запрещается приближаться и допускать прохожих с открытым огнем (горящей спичкой, папиросой и т.д.).

4. После открытия люка до спуска рабочих в подземные сооружения воздух должен быть исследован на присутствие в нем опасных газов. При их наличии спуск рабочих в подземные сооружения запрещается.

5. Убедившись с помощью газоанализаторов в отсутствии взрывоопасного газа метана и паров бензина, необходимо проверить, нет ли в колодце углекислого газа. При пользовании газоанализаторами необходимо руководствоваться инструкцией по их эксплуатации. Наличие углекислого газа определяется бензиновой лампой (ЛБВК).

Зажженную бензиновую лампу опускают в колодец. При наличии углекислого газа пламя гаснет, при наличии сероводорода и метана - уменьшается, паров бензина и эфира - увеличивается.

6.   Обнаруженные газы удаляются, а затем проверяют, полностью ли удален газ. Категорически запрещается определять наличие газа по запаху или, опуская в колодец или камеру горящие предметы.

7. Для удаления газа следует применять:

·         естественное проветривание способом открываниякрышек соседних выше- и нижележащих смотровых колодцев (водосток, канализация);

·         нагнетание воздуха ручным вентилятором;

·         заполнение водой из находящегося в водопроводном колодце пожарного гидранта с последующей откачкой.

8. Категорически запрещается удалять газ выжиганием.

9. Применяемые для вентиляции ручные вентиляторы должны обеспечивать полный объем воздуха в открытых колодцах в течение 10-15 мин. Опущенный в колодец шланг вентилятора не должен доходить до дна колодца на 20-25 см.

10. если газ из подземного сооружения не удается полностью удалить, то спускать рабочего в колодец разрешается только в изолирующем противогазе марки ПШ-1 со шлангом, выходящим на поверхность (на 2 м в сторону от лаза). Наблюдать в этом случае за рабочим в колодце и за шлангом должен бригадир или мастер.

II. Спуск рабочего в колодцы, коллекторы и шурфы и работа в них без горящей бензиновой лампы запрещается.

Если предохранительная бензиновая лампа погаснет, то рабочий должен немедленно подняться на поверхность земли. Категорически запрещается зажигать погасшую лампу в колодце.

12. Работать в подземном сооружении в изолирующем противогазе разрешается не более 10 мин. Каждый из трех рабочих, проработав 10 мин в колодце, следующие 20 мин должен находиться на воздухе.

13. Независимо от результата первичной проверки колодца на присутствие газа дальнейшая проверка должна производиться через каждый час.

14. Запрещается выполнять в неочищенном от газа колодце операции, при которых возможно образование искр.

15. Работы в коллекторах должно выполнять звено, состоящее из пяти рабочих: один рабочий в коллекторе, по одному наблюдающему в колодцах, между которыми он находится, и по одному рабочему на поверхности этих колодцев для поддержания связи с рабочими, находящимися в коллекторе, и оказания в случае необходимости помощи.

16. Наблюдатели в колодцах должны быть снабжены изолирующими противогазами со шлангами, рабочий в коллекторе - шланговым противогазом, аккумуляторным фонарем, напряжение которого 12В, и бензиновой лампой.

17. При подъеме грунта из колодца бадью необходимо присоединить к тросу, пользуясь карабином, обеспечивающим надежность прикрепления и исключающим падение.

18. Спускать вручную в траншею трубы или фасонные части можно только массой до 80 кг на цепях или пеньковом канате, испытанном на двойной груз и не имеющем связок, узлов, надрывов и др.

19. Части труб массой свыше 80 кг необходимо спускать в траншею при помощи блоков, установленных на козлах или треногах, кранов и других подъемных механизмов.

 

IV. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПО ОКОНЧАНИИ РАБОТ

4.1. Рабочий обязан:

q       убрать с рабочего места инструмент и посторонние предметы;

q       закрыть колодец крышкой; убрать ограждение колодца;

q       сдать инструмент и индивидуальные средства защиты в определенное место.

V. ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ СВЕДЕНИЯ.

А. Требования при пользовании шланговым противогазом

1. Шланговым противогазом пользуются для защиты органов дыхания при недостатке в колодце кислорода или наличии вредных газов.

2. Перед использованием противогаза мастер или прораб обязан проверить исправность маски, шланга и гофрированной трубки.

Противогаз исправен, если в надетой маске невозможно дышать при зажатом конце гофрированной трубки или шланга. Если же дышать можно, то противогаз считается неисправным.

3. Во время работы в противогазе необходимо следить, чтобы конец шланга был в зоне воздуха; а весь шланг не переламываются, не скручивался и не был зажат.

Б. Первая помощь пострадавшему при отравлении газом

Во всех случаях отравления газом до прибытия врача необходимо: поднять пострадавшего на свежий воздух;

устранить все, что стесняет дыхание пострадавшего (расстегнуть воротник, снять пояс и т.д.); очистить пострадавшему марлей рот от слизи и дать понюхать нашатырный спирт; при потере сознания пострадавшему делать искусивенное дыхание.

В. Характеристика взрывоопасных и ядовитых газов, встречающихся в подземных сооружениях

1. Газ метан, или болотный газ, проникает в колодцы из почвы, образуясь при медленном разложении без доступа воздуха растительных веществ. Метан является основной частью промышленного газа и при неисправном газопроводе может проникнуть в колодцы. При содержании метана в воздухе от 5 до 15% он взрывоопасен.

2. Окись углерода входит в состав смешанного газа и при повреждениях газопровода может попасть в колодец.

Окись углерода - ядовитый газ без цвета и запаха (предельно допустимая концентрация его в воздухе 0,02 мг/л).При содержании в воздухе от 4 до 75% окиси углерода смесь становится взрывоопасной.

Вдыхание воздуха, содержащего окись углерода выше допустимой концентрации, может привести к отравлению и, если быстро не оказать помощь пострадавшему, к смерти.

3. Углекислый газ проникает в подземные сооружения из почвы в результате разложения органических веществ. Это бесцветный газ без запаха. Углекислый газ тяжелее воздуха, поэтому, попадая в колодец, он вытесняет воздух, заполняя со дна пространство колодца.

При большом количестве углекислого газа в колодце лампа бензиновая (ЛБВК),поставленная на его дно, гаснет.

4.   В воздушной среде колодцев, особенно расположенных вблизи канализационных устройств, могут быть примеси сероводорода, аммиака и других газов. Эти газы вредны для организма и, кроме того, они уменьшают количество кислорода в воздушной среде.

 

 

 

№7

1) горючие газы часто содержат токсические (отравляющие) примеси: окиси углерода (СО), сероводород (H2S), сероуглерод (CS2), цианистый водород, аммиак (NH;)) и др. Токсическое воздействие на организм человека происходит за счет действия ядовитых примесей и продуктов неполного сгорания.

Окись углерода — один из сильнейших ядов, по токсическим свойствам является составным компонентом искусственных горючих газов и может образовываться при несовершенстве и плохой эксплуатации горелочных и топочных устройств. Кроме указанных вредных примесей, в газе содержатся вещества, способные уменьшать сечение газопроводов или закупоривать их: смола, нафталин, водяные пары при их конденсации, пыль и продукты коррозии металла. Наличие влаги в газе приводит к образованию в трубах снежных ледяных пробок, которые могут полностью закупорить газопровод. Водяные пары способствуют коррозии газопроводов, арматуры и аппаратуры. В горючем газе содержатся и балластные примеси, к которым относят азот и углекислоту. Наличие значительных количеств балластных примесей снижает теплоту сгорания и увеличивает его удельный вес. Эти факторы приводят к увеличению диаметра газопровода и, как результат, к росту металловложений на сооружение газопроводов.

Для снижения содержания токсичных и других вредных примесей газ подвергают обработке и очистке. Очистку газа от механических примесей производят и непосредственно перед газовыми приборами, пропуская его через специальные газовые фильтры. Обработка газа заключается в очистке, охлаждении, осушке, улавливании различных продуктов и, если необходимо, в одоризации.

Отсутствие запаха вообще у большинства природных и искусственных горючих газов и наличие весьма слабого запаха у некоторых горючих газов затрудняет своевременное обнаружение места утечки газа и присутствия его в помещении. Это приводит к необходимости одоризации горючего газа специальными жидкостями, обладающими резким и неприятным запахом.

2.   Назначение, устройство и принцип действия предохранительных клапанов.

 

Предохранительный клапан — трубопроводная арматура, предназначенная для защиты от механического разрушения оборудования и трубопроводов избыточным давлением, путем автоматического выпуска избытка жидкой, паро- и газообразной среды из систем и сосудов с давлением сверх установленного. Клапан также должен обеспечивать прекращение сброса среды при восстановлении рабочего давления. Предохранительный клапан является арматурой прямого действия, работающей непосредственно от рабочей среды, наряду с большинством конструкций защитной арматуры и регуляторами давления прямого действия.

 

Опасное избыточное давление может возникнуть в системе как в результате сторонних факторов (неправильная работа оборудования, передача тепла от сторонних источников, неправильно собранная тепломеханическая схема и т. д.), так и в результате внутренних физических процессов, обусловленных неким исходным событием, не предусмотренным нормальной эксплуатацией. ПК устанавливаются везде, где может это произойти, то есть практически на любом оборудовании, но в особенности они важны в сфере эксплуатации промышленных и бытовых сосудов, работающих под давлением.

 

Существуют и другие виды предохранительной арматуры, но клапаны используются наиболее широко вследствие простоты своей конструкции, легкости настройки, разнообразия видов, размеров и конструктивных исполнении.

 

Принцип действия

 

На поясняющем рисунке справа — чертёж типичного пружинного клапана прямого действия. На его примере рассмотрим типичную конструкцию. Обязательными компонентами конструкции предохранительного клапана прямого действия являются запорный орган и задатчик, обеспечивающий силовое воздействие на чувствительный элемент, связанный с запорным органом клапана. Запорный орган состоит из затвора и седла. Если рассматривать поясняющий рисунок, то в этом простейшем случае затвором является золотник, а задатчиком выступает пружина. С помощью задатчика клапан настраивается таким образом, чтобы усилие на золотнике обеспечивало его прижатие к седлу запорного органа и препятствовало пропуску рабочей среды, в данном случае настройку производят специальным винтом.

 

Когда предохранительный клапан закрыт, на его чувствительный элемент воздействует сила от рабочего давления в защищаемой системе, стремящаяся открыть клапан и сила от задатчика, препятствующая открытию. С возникновением в системе возмущений, вызывающих повышение давления свыше рабочего, уменьшается величина силы прижатия золотника к седлу. В тот момент, когда эта сила станет равной нулю, наступает равновесие активных сил от воздействия давления в системе и задатчика на чувствительный элемент клапана. Запорный орган начинает открываться, если давление в системе не перестанет возрастать, происходит сброс рабочей среды через клапан.

 

С понижением давления в защищаемой системе, вызываемом сбросом среды, исчезают возмущающие воздействия. Запорный орган клапана под действием усилия от задатчика закрывается.

 

Давление закрытия в ряде случаев оказывается на 10-15 % ниже рабочего давления, это связано с тем, что для создания герметичности запорного органа после срабатывания требуется усилие, значительно большее, чем, то, которого было достаточно для поддержания герметичности клапана перед открытием. Это объясняется необходимостью преодолеть при посадке силу сцепления молекул среды, проходящей через щель между уплотнительными поверхностями золотника и седла, вытеснить эту среду. Также понижению давления способствует запаздывание закрытия запорного органа, связанное с воздействием на него динамических усилий от проходящего потока среды, и наличие сил трения, требующих дополнительного усилия для его полного закрытия.

 

 

 

 

 

 

Классификация предохранительных клапанов

 

 

 

По принципу действия

клапаны прямого действия — обычно именно эти устройства имеют в виду, когда используют словосочетание предохранительный клапан, они открываются непосредственно под действием давления рабочей среды;

клапаны непрямого действия — клапаны с управлением путем использования постороннего источника давления или электроэнергии, общепринятое название таких устройств импульсные предохранительные устройства;

 

По характеру подъема замыкающего органа

клапаны пропорционального действия (используются на несжимаемых средах)

клапаны двухпозиционного действия

 

По высоте подъема замыкающего органа

малоподъемные

среднеподъемные

полноподъемные

 

По виду нагрузки на золотник

грузовые или рычажно-грузовые

пружинные

рычажно-пружинные

магнито-пружинные

 

Устройство типичного пружинного клапана прямгоо действия

 

 

 

БИЛЕТ №15

1. Эксплуатация скважин с помощью погружных центробежных насосов.

2. Станки-качалки, назначение, разновидности, основные элементы.

3. Тепловые методы борьбы с отложениями парафина.

4. Шланговые противогазы, назначение, комплектность, правила пользования.

5. Первая помощь при поражении электрическим током.

1) Для отбора из скважин больших количеств жидкости используют лопастный насос с рабочими колесами центробежного типа, обеспечивающий большой напор при заданных подачах жидкости и габаритах насоса. Наряду с этим, в нефтяных скважинах некоторых районов с вязкой нефтью необходима большая мощность привода относительно подачи. В общем случае эти установки носят название электропогружные электронасосы. В первом случае - это установки центробежных электронасосов (УЭЦН), во втором - установки погружных винтовых электронасосов (УЭВНТ). Скважинные центробежные и винтовые насосы приводятся в действие погружными электродвигателями. Электроэнергия подводится к двигателю по специальному кабелю. Установки ЭЦН и ЭВН довольно просты в обслуживании, так как на поверхности имеются станция управления и трансформатор, не требующие постоянного ухода.При больших подачах УЭЦН имеют достаточный КПД (до 0,35), позволяющий конкурировать этим установкам со штангвыми установками и газлифтом.При этом способе эксплуатации борьба с отложениями парафина проводится достаточно эффективно с помощью автоматизированных проволочных скребков, а также путем нанесения покрытия внутри поверхности НКТ.Межремонтный период работы УЭЦН в скважинах достаточно высок и составляет до 600 сут. Скважинный насос имеет 80-400 ступеней. Жидкость поступает через сетку в нижней части насоса. Погружной электродвигатель маслозаполненный, герметизированный. Во избежание попадания в него пластовой жидкости устанавливается узел гидрозащиты. Электроэнергия с поверхности подается по круглому кабелю, а около насоса - по плоскому. При частоте тока 50 Гц частота вращения вала двигателя синхронная и составляет 3000 мин-1 и 2800-2950 мин-1 (с учетом скольжения).Трансформатор (автотрансформатор) используют для повышения напряжения тока от 380 (промысловая сеть) до 400-2000 В.Станция управления имеет приборы, показывающие силу тока и напряжение, что позволяет отключать установку вручную или автоматически. Колонна НКТ оборудуется обратным и сливным клапанами. Обратный клапан удерживает жидкость в НКТ при остановках насоса, что облегчает запуск установки, а сливной освобождает НКТ от жидкости перед подъемом агрегата при установленном обратном клапане.

 

2) Для скважин различной глубины и производительности выпускают  станки- качалки различных типов. До последнего времени станки- качалки выпускались в соответствии с государственным стандартом (ГОСТ5866-56) пяти типов: СКН2-615, СКН3-1515, СКН5 3015, СКН10-3315,СКН10-3012. Шифр этих станков- качалок  обозначает:

·         Первые три буквы - «Станок-качалка нормального ряда»

·         Цифры непосредственно после букв- наибольшую нагрузку в точке подвеса штанг в т.

·         Цифры после тире- первая цифра в случае трехзначного числа или первые две цифры в случае четырехзначного числа обозначают наибольшую длину хода точки подвеса штанг в дециметрах,

·         Последние две цифры - наибольшее  число качаний балансира в минуту.

Конструкция всех указанных станков- качалок однотипна с разницей только в способе уравновешивания.Все станки- качалки состоят из четырех основных узлов: рамы, стойки балансира с траверсой и двумя шатунами, редуктора с   кривошипами и противовесами. Наверху стойки   имеется  опорная плита, на которой устанавливаются и крепятся два подшипника качения оси балансира. Редуктор устанавливается на раме и крепится к ней болтами. На обоих концах ведомого вала редуктора закрепляются два   кривошипа, на которых прикреплены два чугунных противовеса, предназначенных  для уравновешивания станка- качалки во время работы. Движение от редуктора к балансиру передается двумя параллельно работающими кривошипно-шатунными механизмами, связанными с балансиром поперечной траверсой. На ведущем валу редуктора расположен  двухколодочный тормоз. шатуны изготовлены из труб, в верхней части которых вварены головки, которыми  они шарнирно соединяются с траверсой. К нижней части каждого шатуна приварена опора (нижняя головка) , к которой болтами прикрепляется корпус сферического подшипника качения пальца кривошипа. Подшипник закреплен на пальце кривошипа.Для кривошипно- шатунного  механизма в  станках- качалках создают симметричное распределение нагрузки  на редуктор, что увеличивает  срок  службы редуктора и других узлов и деталей станка, а также фундамента.В1966 г. утвержден новый стандарт на балансирные станки- качалки (Гост 5866-66), предусматривающий девять базовых моделей станков –качалок (1СК-9 СК) грузоподъемностью от 1000 до 15000 кг от  1000 до 15000 кг (10-150 кн). Новый размерный ряд станков-качалок разработан с учетом  максимальной унификации их составных элементов, которая  предусматривает  в основном максимальное использование существующих узлов, с тем, чтобы находящиеся в эксплуатации   станки- качалки и изготавливаемые по новому размерному ряду снабжались одними и теми же быстроизнашивающимися частями.Новый размерный ряд станков- качалок основывается на использовании редукторов с зацеплением системы Новикова, позволяющие резко уменьшить габаритные размеры редуктора и станка- качалки в целом.Противовесы на кривошипах могут перемещаться. В  зависимости от удаления грузов от оси кривошипного вала создается уравновешивающий момент. Тормоз облегчает работу по передвижению противовесов.Наряду с балансирными станками- качалками  применяют  и балансирные станки- качалки СБМ3-1.8-700 И СБМ6-3-2500грузоподъемностью соответственно 3 и 6 т (30 и 60 кн) и с длиной хода 1,8  и 3 м. Азинмашем разработан безбалансирный станок- качалка СБМ12-5-8000 максимальной грузоподъемностью 12 т (120 кн )и с длиной хода 5 м.

3) Тепловые методы основаны на свойствах парафина плавиться при температурах выше 50 °С и, стекая с нагретой поверхности, освобождать ее.Воздействие высокой температуры требует применения специального источника тепла, который может быть помещен непосредственно в зону отложений или вырабатывать теплосодержащий агент на устье скважины.

В настоящее время используются следующие технологии с применением:

горячей нефти или воды в качестве теплоносителя;

острого пара;

электрических печей наземного и скважинного исполнения;

агентов, взаимодействие которых ведет к химической реакции, сопровождающейся выделением некоторого количества тепла.

Технология применения теплоносителя предусматривает нагрев жидкости в специальных нагревателях – котельных установках передвижного типа и подачу ее в скважину способом прямой или обратной промывки.Для этой цели промышленность выпускает специальные агрегаты – депарафинизационные передвижные установки, оснащенные котлами – подогревателями жидкости до температуры 150 °С и насосами, развивающими давление до 16 МПа. Нагретый агент может циркулировать в скважине определенное время, обеспечивая расплавление и удаление отложений.Наиболее предпочтительной считается обратная промывка, исключающая образование парафиновых пробок, часто возникающих при прямой промывке.Применение острого пара, вырабатываемого паропередвижными установками типа ППУА-1200/100, с температурой до 310 °С и давлением до 10 МПа для целей скважинной борьбы с отложениями неэффективно. При подаче пара в скважину происходит интенсивная конденсация пара и, как утверждают авторы [94], на глубине 300-400 м температура пара снижается до температуры скважины.

 

4) Назначение: Противогаз шланговый "ПШ-1" - безнапорный прибор изолирующего типа, предназначенный для защиты органов дыхания человека в атмосфере содержащей менее 16% кислорода и более 0,5% вредных парообразных и газообразных примесей. Воздух для дыхания поступает под маску противогаза самовсасыванием через шланг противопылевой фильтрующей коробкой, находящейся в зоне чистого воздуха. Шланговый противогаз "ПШ-1" рекомендуется использовать при выполнении кратковременных работ малой и средней степени тяжести, в диапазоне температур от -30°С до +40°С, когда чистый воздух можно забирать на расстоянии не более 10 м от рабочего места.                                                                                                                                             Область применения: Работы по ремонту и очистке различных емкостей для хранения химических продуктов (цистерны, баки, котлы), колодцев, подземных трубопроводов химических производств, дымоходов, подвальных и других помещений, где могут скапливаться углекислый газ и другие вредные парообразные и газообразные вещества.                                                              Описание: Шланговый противогаз "ПШ-1" безнапорного типа, состоит из лицевой шлем-маски 3-х ростов или панорамной маски 2-х ростов. И двух последовательно соединенных гофрированных трубок, к которым прикреплен армированный шланг длиной 10 м. Кроме того, в комплект входит предохранительный пояс, состоящий из ремня, плечевых лямок и сигнально-спасательной веревки.

5) Первая помощь пострадавшему

Меры первой помощи зависят от состояния пострадавшего после освобождения от тока.

 Для определения этого состояния необходимо:

 - немедленно уложить пострадавшего на спину;

 - расстегнуть стесняющую дыхание одежду;

 - проверить по подъему грудной клетки, дышит ли он;

 - проверить наличие пульса (на лучевой артерии у запястья или на сонной артерии на шее;

 - проверить состояние зрачка (узкий или широкий).

 Широкий неподвижный зрачок указывает на отсутствие кровообращения мозга.

 Определение состояния пострадавшего должно быть проведено быстро, в течение 15 - 20 секунд.

 1. Если пострадавший в сознании, но до того был в обмороке или продолжительное время находился под электрическим шоком, то ему необходимо обеспечить полный покой до прибытия врача и дальнейшее наблюдение в течение 2-3 часов.

 2. В случае невозможности быстро вызвать врача необходимо срочно доставить пострадавшего в лечебное учреждение.

 3. При тяжелом состоянии или отсутствии сознания нужно вызвать врача (Скорую помощь) на место происшествия.

 4. Ни в коем случае нельзя позволять пострадавшему двигаться: отсутствие тяжелых симптомов после поражения не исключает возможности последующего ухудшения его состояния.

 5. При отсутствии сознания, но сохранившемся дыхании, пострадавшего надо удобно уложить, создать приток свежего воздуха, давать нюхать нашатырный спирт, обрызгивать водой, растирать и согревать тело. Если пострадавший плохо дышит, очень редко, поверхностно или, наоборот, судорожно, как умирающий, надо делать искусственное дыхание.

 6. При отсутствии признаков жизни (дыхания, сердцебиения, пульса) нельзя считать пострадавшего мертвым. Смерть в первые минуты после поражения - кажущаяся и обратима при оказании помощи. Пораженному угрожает наступление необратимой смерти в том случае, если ему немедленно не будет оказана помощь в виде искусственного дыхания с одновременным массажем сердца. Это мероприятие необходимо проводить непрерывно на месте происшествия до прибытия врача.

 7. Переносить пострадавшего следует только в тех случаях, когда опасность продолжает угрожать пострадавшему или оказывающему помощь.

Проведение искусственного дыхания

 Искусственное дыханиеначинают делать немедленно после освобождения от электрического тока и проводят непрерывно до появления положительного результата или бесспорных признаков действительной смерти (трупные пятна и окоченение).Наблюдались случаи, когда после поражения током люди были возвращены к жизни лишь через несколько часов непрерывного оказания помощи. Целесообразность продолжения принимаемых мер определяет врач. Прежде чем непосредственно приступать к выполнению процедуры, необходимо быстро освободить пострадавшего от всего, что стесняет дыхание: расстегнуть ворот, ослабить пояс и т.д.; быстро освободить рот от слизи и посторонних предметов, например от съемных зубных протезов. Если челюсти в результате спазмов оказались крепко стиснутыми, четыре пальца обеих рук ставят позади углов нижней челюсти под ушами и, упираясь большими пальцами в челюсть снизу, выдвигают ее так, чтобы нижние зубы оказались впереди верхних. Если этим способом не удается раскрыть рот, осторожно, чтобы не сломать зубы, между задними коренными зубами вставляют дощечку, металлическую пластинку, ручку ложки или другой подобный предмет и с их помощью разжимают челюсти. Техника вдувания воздуха в рот или в нас заключается в следующем. Пострадавший лежит на спине. Оказывающий помощь до начала искусственного должен обеспечить свободное прохождение воздуха в легкие через дыхательные пути. Голову пострадавшего надо запрокинуть назад, для чего подкладывают одну руку под шею, а другой рукой надавливают на лоб. Этим обеспечивается отхождение корня языка от задней стенки гортани и восстановлении проходимости дыхательных путей. При указанном положении головы обычно рот раскрывается. Если во рту есть слизь, ее вытирают платком или краем рубашки, натянутым на указательный палец, еще раз проверяют, нет ли во рту посторонних предметов, которые должны быть удалены, после чего приступают к вдуванию воздуха в рот или нос. При вдувании воздуха в рот оказывающий помощь плотно (можно через марлю или платок) прижимает свой рот ко рту пострадавшего, а своим лицом (щекой) или пальцами руки, находящейся на лбу, зажимает ему нос, чтобы обеспечить поступление всего вдуваемого воздуха в его легкие.
 Наружный (непрямой) массаж сердца

После появления первых признаков улучшения наружный массаж сердца и искусственное дыхание продолжают еще в течение 5-10 мин, чтобы вдувание совпадало по времени с собственным вдохом.

 

 

 

 

 

БИЛЕТ №16

1. Основные элементы штанговых глубинных насосов типа НГН, НГВ.

2. Осуществление вывода на режим работы электропогружных центробежных насосов производимостью до 500 м³/сут.

3. Обход нефтепроводов, их периодичность, проведение ремонта нефтепроводов, критерии вывода нефтепроводов в ремонт.

4. Меры безопасности при обслуживании скважин, оборудованных станками-качалками.

5. Воздействие на организм человека нефти и нефтепродуктов, помощь пострадавшим от отравления.

 

1) Насосы разделяются на невставные или  вставные. Основные особенности их состоят в следующем.

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

Вставные насосы. Цилиндр в сборе с плунжером и клапанами спускается на штангах. В этом случае на конце насосных труб заранее устанавливается специальное посадочное устройство - замковая опора, на которой происходит посадка и уплотнение насоса. Для извлечения вставного насоса в случае ремонта достаточно извлечь только штанги, вместе с которыми извлекается весь насос. Поскольку при вставном насосе через трубы данного диаметра пропускается не только плунжер, но и цилиндр вместе с кожухом, то диаметр плунжера вставного насоса должен быть намного меньше диаметра трубного. Поэтому подача вставного насоса при трубах данного диаметра всегда меньше подачи невставного.

 

В насосах НГН два нагнетательных клапана. Это существенно уменьшает (на объем плунжера) объем вредного пространства и повышает коэффициент наполнения при откачке газированной жидкости. У этих насосов для посадки и извлечения всасывающего клапана имеется специальный ловитель , которым захватывается шток. После спуска плунжера на штангах и посадки всасывающего клапана на конус поворотом штанг ловитель разъединяется от штока, и плунжер может производить возвратно-поступательное движение с любой допускаемой длиной цилиндра величиной хода. Перед подъемом насоса для его ремонта необходимо ловителем захватить шток конуса. Это осуществляется поворотом штанг по часовой стрелке при посаженном плунжере до отказа.

 

Вставные насосы НГВ имеют один или два клапана, размещенные в верхней и нижней части плунжера. Поскольку на штангах извлекается и опускается весь насос в сборе, то отпадает необходимость иметь ловитель или шток для подъема всасывающего клапана.

2)

3) Действующие наружные газопроводы должны подвергаться периодическим обходам, приборному техническому обследованию, диагностике технического состояния, а также текущим и капитальным ремонтам с периодичностью, установленной настоящими правилами. Обход должен производиться не реже 1 раза в 3 мес. При обходе надземных газопроводов должны выявляться утечки газа, перемещения газопроводов за пределы опор, наличие вибрации, сплющивания, недопустимого прогиба газопровода, просадки, изгиба и повреждения опор, состояние отключающих устройств и изолирующих фланцевых соединений, средств защиты от падения электропроводов, креплений и окраски газопроводов, сохранность устройств электрохимической защиты и габаритных знаков на переходах в местах проезда автотранспорта.Выявленные неисправности должны своевременно устраняться.

 

4) Опасность травмирования персонала при обслуживании скважин, эксплуатируемых штанговыми насосами, связана в основном с наличием движущихся частей станков-качалок и необходимостью выполнения различных операций по проверке технического состояния, изменению режима работы и ремонта наземного оборудования. К числу таких операций относится, работы по замене клиновидных ремней, снятию и установке канатной подвески, изменению длины хода и числа качаний балансира станка-качалки, а также по замене балансира, редуктора и других частей 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 с автоматическим, дистанционным или ручным пуском электродвигателя 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 или дистанционным управлением станков-качалок вблизи пускового устройства на видном месте должны быть укреплены плакаты с надписью: “Внимание! Пуск автоматический”.Ограждения кривошипношатунного механизма и клиноременных передач станка-качалки должны удовлетворять требованиям, предъявляемым правилами безопасности к ограждению, движущихся частей станков, машин и механизмов.Системы замера дебита, пуска, остановки скважины должны иметь выход на диспетчерский пульт.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 штангодержателем и устьевым сальником должно быть не менее 20 см.Кондуктор (техническая колонна) должен быть связан с рамой станка-качалки не менее чем двумя заземляющими стальными проводниками, приваренными в разных местах к кондуктору 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, 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 не допускается. Соединения заземляющих проводников должны быть доступны для осмотра.Изменение длины хода балансира станка-качалки связано с необходимостью перестановки пальца на кривошипе. При выполнении этой операции возникает опасность падения работающего с высоты (если фундамент станка-качалки имеет относительно большую высоту), травмирования отсоединенным внизу шатуном, а также инструментом или отлетевшим кусочком металла (при выбивании пальца кувалдой). Во избежание несчастных случаев рабочее место подготавливают так, чтобы создать определенные удобства для выполнения указанной операции. Шатун после отсоединения от кривошипа привязывают к стойке (пирамиде) станка-качалки, а пальцы выпрессовывают по средством предназначенного для этого приспособления с использованием привода и тормоза станка-качалки.Устанавливать балансир в требуемое положение путем проворачивания вручную шкивов клиноременной передачи запрещается

 

5) Токсичность нефтепродуктов и выделяющихся из них газов определяется, главным образом, сочетанием углеводородов, входящих в их состав. Особенности воздействия паров нефтепродуктов связаны с их составом. Наиболее вредной для организма человека является комбинация углеводорода и сероводорода. В этом случае токсичность проявляется быстрее, чем при их изолированном действии. Большое воздействие жидкие нефтепродукты оказывают на кожу. При систематическом контакте кожи со смазочными маслами они вызывают некроз тканей, возможны фолликулярные поражения («масляные» или «керосиновые» угри), гнойничковые заболевания кожи и подкожной клетчатки, а также экземы и пигментные дерматиты, при попадании в глаз – помутнение роговицы. Масла в обычных условиях практически не испаряются, поэтому их вредное действие на организм человека проявляется при попадании на открытые участки тела или при работе в одежде, пропитанной ими, а также при вдыхании масляного тумана или их паров. Ингаляционные отравления смазочными маслами редки, однако опасность увеличивается, если в составе масел много лёгких углеводородов или при образовании масляного тумана. Пары ароматических углеводородов в высоких концентрациях обладают наркотическим действием. Ситуации, которые способствуют ингаляционному попаданию ядов в организм, создаются, например, при чистке емкостей из-под нефтяных масел или при нахождении в закрытых помещениях с высокой температурой при наличии в воздухе масляного тумана. Углеводороды в больших концентрациях могут вызвать паралич дыхательных центров центральной нервной системы и практически мгновенную смерть, в меньших концентрациях они оказывают выраженное наркотическое действие. Симптомы отравления неспецифичны: общая слабость, сильные головные боли, головокружения, трахеобронхит. Описаны молниеносные формы отравления с летальным исходом. В этих случаях тяжесть отравления связана с действием сероводорода, образующегося при наличии в маслах сернистых соединений. Данные об онкологической заболеваемости, связанной непосредственно с воздействием нефтепродуктов, довольно противоречивы. Доказано, что при воздействии на организм нефти и нефтепродуктов мужчины принадлежат к группе риска заболеваний раком лёгкого, гортани, губы, а женщины – раком лёгкого, толстой кишки, молочной железы и половых органов. При попадании паров нефтепродуктов через дыхательные пути или в результате всасывания в кровь из желудочно-кишечного тракта, происходит частичное растворение жиров и липидов организма. Раздражение рецепторов вызывает возбуждение в коре головного мозга, которое вовлекает в процесс подавления органы зрения и слуха. При тяжелых отравлениях с осложнениями указанные признаки сохраняются до 4 недель. Хронические интоксикации характеризуются функциональными нарушениями нервной системы (астении, неврастении), раздражением слизистых оболочек верхних дыхательных путей, изменениями картины крови (нейтрофильный лейкоцитоз, анемия и др.). Диффузные изменения миокарда являются осложнением хронического отравления. Провоцируются заболевания желудка, печени, желчевыводящих путей.

 

 

БИЛЕТ №17

1 Токсическое свойство газов. Понятие о взрывчатых смесях.

2. Глушение скважин, расчет удельного веса жидкости для глушения и объема.

3. Интенсификация добычи нефти.

4. Действия оператора при появлении запаха сероводорода в воздухе рабочей зоны.     

5. Назначение и способы заземления электроустановок.

 

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

1)чрезвычайно опасно. 2)Высоко опасно. 3) Умеренно опасно. 4)Мало опасно.

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

Взрывоопасные смеси  создаются путем смешивания воздуха с нефтяным попутным газом.

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

2) Глушение скважин — прекращение фонтанирования пластового флюида из скважины путём закачки в неё специальной жидкости. Связано с искусственным повышением забойного давления до величин, превышающих пластовое. Обеспечивает возможность проведения текущего, капитального ремонтов скважин, прекращение аварийных выбросов пластового флюида.Основные вопросы, решаемые при глушении скважин: выбор рабочей жидкости и режим её закачки в скважину. Требования, предъявляемые к ним в конкретных горнотехнических условиях: обеспечение минимального проникновения фильтрата и твёрдых частиц из рабочей жидкости в призабойную зону пласта-коллектора, стабильность жидкости при контактировании с пластовой водой, сравнительно лёгкое удаление фильтрата и твёрдых частиц, проникающих в призабойную зону; недопущение взаимодействия фильтрата с глинистым материалом в пласте-коллекторе; предотвращение образования нерастворимых осадков в поровом пространстве пласта; соответствие давления закачки рабочей жидкости прочности фонтанной арматуры и обсадных колонн. В качестве жидкости для глушения скважин используют нефть, воду, буровые растворы на водной и углеводородной основах. Последние наиболее эффективны, однако отличаются относительно высокой стоимостью, опасны с точки зрения загрязнения окружающей среды, возгорания и др. Из буровых растворов на водной основе наиболее перспективны минеральные с полимерными добавками, которые не содержат глинистых частиц и допускают повышение плотности добавлением мела, удаляемого затем соляно-кислотной обработкой. В условиях, когда пластовое давление ниже гидростатического (при заполнении скважины нефтью), в качестве рабочей жидкости используются специальные двух- и трёхфазные пены.

3)  Основными источниками загрязнения на нефтепромыслах являются эксплуатационные и нагнетательные скважины, кустовые насосные станции поддержания пластового давления.Сегодня большое внимание уделяется повышению нефтеотдачи коллекторов. Основным методом интенсификации является заводнение, с помощью которого в нашей стране добывается свыше 85% нефти. При поддержании пластового давления (ППД) возрастают темпы отбора УВ и сокращаются сроки разработки месторождения. Одновременно решается вопрос оборотного водоснабжения в процессе добычи нефти.Наиболее рационально с экологических позиций применение промысловых сточных вод, позволяющее осуществить замкнутый цикл оборотного водоснабжения по схеме нагнетательная скважина – пласт – добывающая скважина – блок водоподготовки -система ППД. Использование сточных вод с целью ППД позволяет уменьшить капитальные затраты на строительство водозаборных сооружений, сократить расходы на бурение поглощающих скважин, утилизировать все нефтепромысловые воды с целью охраны окружающей среды. В результате достигается не только экологический, но и экономический эффект.Сравнительно недавно в практику промысловых работ стали внедряться физические, физико-химические и химические методы интенсификации добычи нефти. Эффективность применения различных методов иллюстрируется табл. 2.Назначение применяемых методов заключается в повышении проницаемости призабойной зоны скважины и увеличении нефтеотдачи продуктивного пласта.Опытно-промышленные испытания на различных объектах позволили повысить годовые темпы отбора нефти в 3-6 раз. Наибольший эффект достигается при использовании тепловых методов воздействия и при закачке газа. Положительные результаты дало применение химических реагентов различного состава.Перечисленные методы увеличения нефтеотдачи можно использовать в сочетании с отработанными на практике методами ППД. Например, закачка в пласт кислотных и щелочных растворов, углекислоты, ПАВ применяется при законтурном и внутриконтурном. В последние годы получили развитие микробиологические процессы воздействия на продуктивные пласты. Испытываются методы увеличения нефтеотдачи с помощью ультразвука и вибрации. Апробация различных вариантов перечисленных методов показала перспективность их применения при добыче нефти. Уровень научного обоснования и масштабности применения каждого из методов варьирует в широком диапазоне. Для всех используемых методов необходимо учитывать геологические особенности месторождения, этапность его разработки, технологические и технические параметры ведения эксплуатации. Выбор оптимальной модели работ на конкретном месторождении проводится с учетом данных математического моделирования и результатов физико-химических расчетов.

 

4) При появлении запаха сероводорода немедленно надеть изолирующий противогаз и специальную защиту. Не курить. Не использовать искрящие электроприборы. Исключить контакты с источниками открытого пламени. В опасной зоне движение автотранспорта остановить. При сильном запахе сероводорода не применять транспортные средства с искровым двигателей внутреннего сгорания. При использовании дизельного мотора включить систему безопасности. При спасательных работах не прыгать в воду. На загазованную территорию въезжать только в случае необходимости.

5) Заземление электроустановки — преднамеренное электрическое соединение ее корпуса с заземляющим устройством.Заземление электроустановок бывает двух типов: защитное заземление и зануление, которые имеют одно и тоже назначение - защитить человека от поражения электрическим током, если он прикоснулся к корпусу электроприбора, который из-за нарушения изоляции оказался под напряжением.Защитное заземление - преднамеренное соединение с землей частей электроустановки. Применятся в сетях с изолированной нейтралью, например, в старых домах с сетями 220В.В случае возникновения пробоя изоляции между фазой и корпусом электроустановки корпус ее может оказаться под напряжением. Если к корпусу в это время прикоснулся человек - ток, проходящий через человека, не представляет опасности, потому что его основная часть потечет по защитному заземлению, которое обладает очень низким сопротивлением. Защитное заземление состоит из заземлителя и заземляющих проводников.Есть два вида заземлителей – естественные и искусственные. К естественным заземлителям относятся металлические конструкции зданий, надежно соединенные с землей.В качестве искусственных заземлителей используют стальные трубы, стержни или уголок, длиной не менее 2,5 м, забитых в землю и соединенных друг с другом стальными полосами или приваренной проволокой. В качестве заземляющих проводников, соединяющих заземлитель с заземляющими приборами обычно используют стальные или медные шины, которые либо приваривают к корпусам машин, либо соединяют с ними болтами. Защитному заземлению подлежат металлические корпуса электрических машин, трансформаторов, щиты, шкафы. Защитное заземление значительно снижает напряжение, под которое может попасть человек, но это напряжение, может быть не равно нулю. Это объясняется тем, что проводники заземления, сам заземлитель и земля имеют некоторое сопротивление. При повреждении изоляции ток замыкания протекает по корпусу электроустановки, заземлителю и далее по земле к нейтрали трансформатора, вызывая на их сопротивлении падение напряжения, которое хотя и меньше 220 В, но может быть ощутимо для человека. Для уменьшения этого напряжения необходимо принять меры к снижению сопротивления заземлителя относительно земли, например, увеличить количество исскуственных заземлителей. Зануление — преднамеренное электрическое соединение частей электроустановки, нормально не находящихся под напряжением с глухо заземленной нейтралью трансформатора через нулевой провод сети. Это приводит к тому, что замыкание любой из фаз на корпус электроустановки превращается в короткое замыкание этой фазы с нулевым проводом. Ток в этом случае возникает значительно больший, чем при использовании защитного заземления, и защитная аппаратура сработает эффективнее. Быстрое и полное отключение поврежденного оборудования — основное назначение зануления. Применятся  в новых домах.

 

 

                       3  Методы увеличения нефтеотдачи (МУН)

В международной практике роль воспроизводства сырьевой базы нефтедобычи за счет внедрения современных методов увеличения нефтеотдачи (тепловых, газовых, химических, микробиологических) на базе инновационных техники и технологий быстро растет и становится все более приоритетной.

В настоящее время приоритетным направлением прироста запасов нефти в мировой нефтедобыче является - развитие и промышленное применение современных интегрированных методов увеличения нефтеотдачи (МУН), которые способны обеспечить синергетический эффект в освоении новых и разрабатываемых нефтяных месторождений.

Согласно оценкам специалистов компании Зарубежнефть, за последнее десятилетие дополнительная добыча за счет применения современных МУН в России непрерывно снижается и в настоящее время ее объем в общей добыче нефти практически незаметен.
Методы увеличения нефтеотдачи (МУН) подразделяется на 2 группы:

1. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи, включают в себя различные методы интенсификации притока жидкости и скважине и их комбинации:

•  Гидравлический разрыв пласта (ГРП), Газодинамический разрыв пласта (ГДРП);
•  Щелевая разгрузка прискважинной зоны продуктивного пласта;
•  Реагентная обработка скважин;
•  Технология акустической обработки скважин;
•  Технология электрогидравлической обработки скважин (ЭГУ);
•  Азотно-импульсная обработка;
•  Объемное волновое воздействие на месторождение;
•  Виброволновое воздействие на породы продуктивного пласта;
•  Технология электрической обработки скважин;
•  Реагентно-гидроимпульсно-виброструйная обработка;

2. Третичные методы увеличения нефтеотдачи:

• Физико-химические методы (заводнение с применением поверхностно-активных веществ, полимерное заводнение, мицеллярное заводнение и т.п.);
• Газовые методы (закачка углеводородных газов, жидких растворителей, углекислого газа, азота, дымовых газов);
• Тепловые методы (вытеснение нефти теплоносителями, воздействие с помощью внутрипластовых экзотермических окислительных реакций);
• Микробиологические методы (введение в пласт бактериальной продукции или ее образование непосредственно в нефтяном пласте).

Под термином «современные МУН» понимаются технологии, связанные с тепловым, газовым, химическим, микробиологическим воздействием на пласты.

Масштабы применения современных МУН в мире непрерывно увеличиваются (Табл.1)

 

 

 

 

МУН, млн. т/год	1985	1990	1995	2000	2006
Тепловые	40,6   (59,0)	53,2   (57,1)	61,5   (65,5)	86,2    (64,1)	89,5   (63,9)
Газовые	25,5   (37,1)	33,4   (35,9)	30,9   (32,9)	43,9   (32,7)	48,3    (34,5)
Химические	2,7    (3,9)	6,5    (7,0)	1,5     (1,6)	4,3      (3,2)	2,3     (1,6)
Всего	68,8	93,1	93,9	134,4	140,1

 

 

До сих пор предпочтение отдается тепловым и газовым методам, доля дополнительной добычи за счет применения которых превышает 95%.

Активизация применения третичных методов является актуальнейшей проблемой для будущего нефтяной отрасли России.

На нескольких месторождениях Татарстана и Западной Сибири начали использовать водогазовые методы воздействия, тепловые методы применяются в Коми на Усинском, Ярегском месторождениях, физико-химические методы - в Башкирии, Татарстане, проектируются опытные работы по термогазовому воздействию на пласты баженовской свиты в Западной Сибири. Это, наряду с другими факторами, положительно повлияло на динамику изменения среднего коэффициента нефтеотдачи в стране за последние годы. После многолетнего снижения до 2000 года, когда средний проектный КИН опустился до 0,30, величина этого показателя начала увеличиваться и сейчас в соответствии с балансом запасов составляет около 0,38, что находится на уровне других развитых нефтедобывающих стран.

В международной практике роль воспроизводства сырьевой базы нефтедобычи за счет внедрения современных методов увеличения нефтеотдачи на базе инновационных техники и технологий быстро растет и становится все более приоритетной.

Инновационному развитию нефтедобычи в таких странах как США, Канада, Норвегия, Китай, Индонезия и др. способствует создание специальных государственных программ промысловых испытаний и освоения современных методов увеличения нефтеотдачи (МУН), а также экономические условия, побуждающие недропользователей активно участвовать в реализации этих программ.

К настоящему времени, благодаря такому инновационному развитию нефтедобычи, мировые доказанные извлекаемые запасы увеличились в 1,4 раза, т.е. на 65 млрд. т, а проектная нефтеотдача - до 50%, что в 1,6 раза больше, чем в России.

Одним из наиболее перспективных третичных методов является термогазовый метод увеличения нефтеотдачи:

За период 2004-2006 гг. добыча нефти в США за счет применения термогазового метода увеличилась в 4,34 раза, благодаря успешной реализации такой программы в США уже более 15 лет удается за счет постоянного роста нефтеотдачи поддерживать практически постоянный объем доказанных извлекаемых запасов нефти на уровне примерно 3-4 млрд.тонн, что обеспечивает стабильно высокий уровень добычи нефти.

В последние годы в ряде российских нефтяных компаний ведется работа по обоснованию и подготовке промысловых испытаний термогазового МУН в различных геолого-промысловых условиях, в том числе:

•  ОАО «Сургутнефтегаз» (Ай-Пимское и Маслиховское месторождения Баженовской свиты);
•  ОАО «РИТЭК» (Галяновское и Средне-Назымское месторождения Баженовской свиты);
•  ОАО «Газпром нефть» (Приобское месторождение);
•  ОАО « Зарубежнефть» (залежи Центрально-Хоравейского поднятия с карбонатными и низкопроницаемыми коллекторами в Ненецком автономном округе и Висовое месторождение в ХМАО).

Термогазовый метод повышения нефтеотдачи (ТГВ) был впервые предложен в 1971 г. во ВНИИнефть. Метод основан на закачке воздуха в пласт и его трансформации в эффективные вытесняющие агенты за счет низкотемпературных внутрипластовых окислительных процессов.

В результате низкотемпературных окислительных реакций непосредственно в пласте вырабатывается высокоэффективный газовый агент, содержащий азот, углекислый газ и ШФЛУ. Высокая эффективность достигается за счет реализации полного или частичного смешивающегося вытеснения.

Преимущества метода - использование недорогого агента, значительное увеличение нефтеотдачи пласта (по фактическим проектам зафиксировано увеличение нефтеотдачи до 60% и более):

• Закачка воздуха и его трансформация в эффективные вытесняющие агенты (углекислый газ, легкие углеводороды) за счет внутрипластовых окислительных и термодинамических процессов;
• Использование природной энергетики пласта - повышенной пластовой температуры (свыше 60-70°С) для самопроизвольного инициирования внутрипластовых окислительных процессов и формирования высокоэффективного вытесняющего агента;
• Активные самопроизвольные окислительные процессы могут идти при более низких температурах, так как реальные пласты содержат катализаторы (CuO, MnO2, Cr2O3, NiO, CoO и др.);
• Быстрое инициирование активных внутрипластовых окислительных процессов является одним из важнейших следствий использования энергетики пласта, интенсивность окислительных реакций довольно быстро возрастает с увеличением температуры и давления.

В течение 2007÷2011 рядом научных коллективов РТ производились экспериментальные стендовые исследования и опытные работы на экспериментальной скважине для обоснования и внедрения методов увеличения нефтеотдачи (МУН) за счет активации природных нанокатализаторов содержащихся в пластовых водах нефтяных месторождений, в проточных химических реакторах (ПХР).

В процессе исследований были разработаны научные основы процессов происходящих в ПХР, технические и технологические параметры проточных химических реакторов, условия применения их на скважинах.

 

5

 

 

 

Переломы конечностей и первая помощь при них

Тема переломов актуальна для любого времени года. Но, как отмечают мои коллеги-травматологи, зимой, особенно в гололед, в травмопунктах и приемных отделениях больниц происходит настоящий «фестиваль» таких травм. И чаще всего туда обращаются спереломами конечностей. Поэтому и начнем мы именно с этого.

Переломы бывают открытые и закрытые, со смещением отломков и без смещения. Закрытые переломы потому так и называются, что происходят без нарушения кожного покрова. При открытом переломе отломки кости разрывают мягкие ткани, кровеносные сосуды, кожу и торчат наружу. Такая рана становится входными воротами для инфекции. Именно из-за этого открытый перелом опаснее закрытого.

Ну, а теперь я опять обращаюсь к вашему воображению. Представьте себе, что у вас на глазах пожилая женщина споткнулась или поскользнулась и упала. Теперь она лежит на земле и стонет от боли. Ситуация стандартная и случиться она может где угодно – в городе, в лесу, на даче. Пройти равнодушно мимо пожилого человека, оказавшегося в таком положении, невозможно, и вы тоже постараетесь ей помочь. Начнете её поднимать, чтобы поставить на ноги, а она сопротивляется и уже со слезами на глазах жалуется на боль в ноге. Попутно хочу заметить, что у пожилых людей из-за недостатка кальция очень хрупкие кости, которые легко ломаются. Если дело происходит зимой, да ещё женщина умудрилась упасть на проезжей части, то провести визуальный осмотр будет затруднительно. Но по совокупности признаков – женщина упала, жалуется на боль, в сознании - вам следует заподозрить у неё перелом. Конечно, есть истероидные особы, которые и из занозы в пальце делают трагедию, но пусть лучше вы ошибетесь, перестрахуетесь, чем оставите человека без помощи. И для начала вам надо расспросить её, где именно болит нога. Если произошел перелом голени, то женщину можно поднять и перенести в какое-нибудь ближайшее помещение или, в конце концов, на тротуар. С переломом голени человека можно даже посадить. Гораздо хуже, если это перелом бедра. Поднимать и переносить женщину без иммобилизации нельзя, так как есть риск смещения отломков и дальнейшего травмирования мягких тканей, что впоследствии грозит пострадавшей тромбоэмболией. И в то же время оставить её лежать на проезжей части тоже рискованно. Найдется какой-нибудь лихач и наедет на неё. Помощь в этом случае мне это представляется так: надо попросить кого-нибудь придерживать сломанную ногу, а самой прямо за ворот, волоком, утащить пострадавшую с проезжей части. А вот когда женщина оказалась в безопасности, можно вызвать скорую.

Теперь представьте себе другую ситуацию. Вы с друзьями поехали в лес по грибы. Ходите по лесу и вдруг слышите детский голос, который зовет на помощь. Идете на голос и обнаруживаете рыдающего мальчика. Оказывается, он с дедушкой тоже пошёл за грибами, да только с дедушкой случилось несчастье. Не заметил старик пенек подо мхом, зацепился за него и упал. Да так неудачно упал, что поранился торчащим сучком и теперь у него течет кровь и очень болит нога. На этом ваше собирание грибов закончилось. Вызвать скорую в лес нереально, надо оказывать помощь самим. Осматриваете ногу пострадавшего. Голень неестественно изогнута, отечна, в предполагаемом месте перелома образовалась гематома. Когда вы осторожно пытаетесь ощупать ногу, мужчина начинает стонать от боли. Выше предполагаемого места перелома рваная рана, из которой течет темная кровь. Темная кровь, как вы уже читали, - это венозное кровотечение и останавливается такое кровотечение тампонадой. Бинтов, естественно, ни у кого нет. Используете для тампонады подручные средства, то есть детали одежды. Дальше пострадавшему надо провести иммобилизацию, то есть зафиксировать два сустава выше и ниже перелома, чтобы отломки не сместились. Шины, я так полагаю, не только в лес никто не носит, но даже и в обиходе их не имеет, поэтому есть две возможности. Первая – это привязать поврежденную ногу к здоровой, и вторая – это зафиксировать суставы подходящими палками. И в первом, и во втором случае такая иммобилизация будет ненадежной, хотя я более склоняюсь к первому варианту. После всего этого надо вытащить пострадавшего на дорогу и уже туда вызвать скорую или самим отвезти мужчину в ближайшую больницу.

А теперь я повторю признаки перелома конечности. О переломе может говорить деформация конечности и ненормальная подвижность нижнего сегмента конечности (например, часть голени может "болтаться" ниже зоны перелома). В месте перелома очень быстро, прямо на глазах, образуется отек и гематома (кровоизлияние). Двигать конечностью больно. Движение конечности резко ограничено и если вы все-таки попытаетесь двигать ею, то пострадавший будет вам в этом мешать. Сильная боль при ощупывании конечности.

Первая помощь при переломе конечности

При открытом переломе ни в коем случае нельзя вправлять отломки. Надо прямо на месте наложить на рану стерильную давящую повязку. Эта повязка не только защитит рану от инфицирования, но и остановит кровотечение. Необходимость в наложении кровоостанавливающего жгута возникает редко.

При наличии у больного перелома надо приступить к иммобилизации, т.е. к обездвижить конечность. Ваша задача - создать покой в зоне перелома. При иммобилизации соблюдают следующие правила:

• шина должна фиксировать не менее двух суставов, а при переломе бедра все суставы нижней конечности. Это правило часто нарушают даже практикующие врачи, но следствием подобной ошибки является обычно смещение отломков во время транспортировки пациента. Если у пострадавшего перелом голени, то шина должна фиксировать голеностопный и коленный суставы. Если сломано бедро, то фиксируется голеностопный, коленный и тазобедренный суставы. При переломах предплечья фиксируют лучезапястный и локтевой суставы, плеча - локтевой и плечевой суставы;
• перед наложением шины ее необходимо подогнать под размер поврежденной конечности. Подгонку шины проводят на себе, чтобы не нарушать положение травмированной части тела;
• шину накладывают поверх одежды и обуви, которые при необходимости разрезают;
• для предупреждения сдавливания тканей в местах костных выступов накладывают мягкий материал;
• шину нельзя накладывать с той стороны, где выступает ломанная кость.

Иммобилизацию обычно проводят вдвоем - один из оказывающих помощь осторожно приподнимает конечность, не допуская смещенияотломков, а другой - плотно и равномерно прибинтовывает шину к конечности, начиная от периферии. Концы пальцев, если они не повреждены, оставляют открытыми для контроля за кровообращением. При ограниченном количестве перевязочных средств шины фиксируют кусками бинта, веревки, ремнями.

Но если под рукой нет ничего такого, из чего бы можно было сделать хоть какое-то подобие шины, а иммобилизацию сделать надо, то можно использовать такие приемы:

• При переломе лопатки подвесить руку на шарфе или платке.
• При переломе ключицы – привязать руку к туловищу.
• При переломах верхнего конца плечевой кости руку подвешивают на шарфе, а при сильной боли привязывают к туловищу.
• При переломах нижнего конца плечевой кости руку аккуратно сгибают в локте под прямым углом и накладывают шину из подручных материалов. Это могут быть любые деревяшки и даже лыжи. То же самое делают при переломах кости предплечья.

Пострадавшему надо дать обезболивающее.

 

 

 

 

1

 

  Геофизические исследования

 

Каротаж (франц. carottage, от carotte — буровой керн, буквально — морковь), геофизические исследования скважин, выполняемые с целью изучения геологических разрезов и выявления полезных ископаемых. Термин «Каротаж», вошедший в практику горного дела, не вполне соответствует описываемому понятию. Вместо Каротаж в научно-технической литературе также используются термины: геофизические методы исследования скважин, промысловая геофизика, буровая геофизика.

 

Схема электрического исследования скважины методами кажущегося сопротивления и самопроизвольной поляризации (по В. Н. Дахнову): а — разрез скважины (КС — каротажная станция; К — кабель; А, М, N и В — электроды; 1 — глины; 2 — пористые водоносные пески или песчаники; 3 — пористые нефтеносные пески или песчаники; 4 — плотные песчаники; 5 — гипсы); 6 — диаграммы кажущегося сопротивления (rk) и самопроизвольной поляризации (Uсп).

 

Первые геофизические исследования в скважинах — измерения температуры — были выполнены Д. В. Голубятииковым в 1908 на нефтяных промыслах в Баку. В 1926 братьями Шлюмберже (Франция) был предложен электрический Каротаж скважин (метод кажущегося сопротивления). Высокая эффективность электрического Каротаж обеспечила его быстрое внедрение в нефтяную промышленность и дала толчок для создания др. методов исследования скважин. В Сов. Союзе большой вклад в разработку теории, методики и техники Каротаж внесли Л. М. Альпин, М. И. Бальзамов, Г. В. Горшков, В. Н. Дахнов, А. И. Заборовский, А. А. Коржев, С. Г. Комаров, Б. Понтекорво, А. С. Семенов, М. М. Соколов, В. А. Фок, В. А. Шпак и др. Важные исследования в области теории и методики Каротаж выполнены в США (Г. Арчи, Г. Гюйо, И. Деваном, Г. Доллем, М. Мартеном, В. Расселом, М. Уайли и др.).

 

Геофизические исследования скважин осуществляются электрическими, магнитными, радиоактивными (ядерными), термическими, акустический (ультразвук) и др. методами. При их проведении вдоль ствола скважины с помощью геофизических датчиков, спускаемых на кабеле, измеряются некоторые величины, зависящие от одного или совокупности физических свойств горных пород, пересеченных скважиной. Сигналы от датчика передаются на поверхность и регистрируются наземной аппаратурой, установленной на автомашине (Каротажная станция) в аналоговой (в виде диаграмм) или цифровой форме.

 

При электрических методах исследования изучаются удельное электрическое сопротивление, диффузионно-адсорбционная и искусственно вызванная электро-химическая активности горных пород. На изучении удельного электрического сопротивления основываются методы кажущегося сопротивления, включая метод микрозондов (см. Микрокаротаж), сопротивления экранированного заземления (боковой Каротаж) и индукционный. Различие в диффузионно-адсорбционной активности пород используется в методе самопроизвольной поляризации, а способность пород поляризоваться под действием электрического тока — в методе вызванной поляризации. При магнитном методе измеряется магнитная восприимчивость горных пород. Радиоактивные (ядерные) методы основываются на измерении в скважинах естественного или искусственно вызванного радиоактивного излучения пород. В последнем случае применяются методы: нейтронный, гамма-гамма, наведённой активности и радиоактивных изотопов. Ядерно-магнитный метод исследования заключается в наблюдении за изменением эдс, возникающей в породе после её обработки поляризующим магнитным полем. При термических методах изучается температура в скважинах. Акустический (ультразвук) метод основывается на изучении скорости и затухания упругих волн в породах. Газовый каротаж и люминесцентно-битуминологический каротаж относятся к геохимическим методам исследования. Иногда применяется исследование скважин, основанное на изучении механических свойств (разбуриваемости) пород в процессе бурения (механический Каротаж).

 

В задачу геофизических исследований скважин входит: корреляция (сопоставление) разрезов скважин; определение литологии и глубины залегания пройденных скважиной пород; выделение и оценка запасов полезных ископаемых (нефти, газа, воды, угля, руд, строительных материалов); контроль за разработкой месторождений нефти и газа.

                                                                       2

Назначение, классификация и выбор арматуры

Арматурой называется устройство, с помощью которого осуществляется включение и выключение отдельных участков трубопровода, регулирование направления и давления транспортируемых продуктов.

В зависимости от назначения трубопроводная арматура подразделяется на четыре класса: запорная, регулирующая, предохранительная, контрольная.

Запорная арматура служит для периодического включения или отключения отдельных участков трубопровода. К этому типу арматуры относятся краны, вентили, задвижки и поворотные затворы.

Регулирующая арматура предназначена для изменения или поддержания в трубопроводах давления, расхода и уровня (регулирующие вентили и клапаны). Иногда регулирующую арматуру, которая служит для снижения (редуцирования) давления, называют дроссельной.

Предохранительная арматура служит для сброса возможного повышения давления в трубопроводе сверх установленного предела (предохранительные и перепускные клапаны) и предотвращения обратного удара жидкости или газа (обратные клапаны).

Контрольная арматура используется для проверки наличия среды и ее уровня (пробко-спускные краны, указатели уровня).

Каждый класс арматуры по принципу действия подразделяется на приводную, т. е. приводимую в действие с помощью ручного, механического, электрического, гидравлического, пневматического привода, и на самодействующую, т. е. приводимую в действие автоматически, непосредственно потоком рабочей среды или изменением ее параметров.

В зависимости от параметров работы и среды арматуру изготовляют из чугунов разных марок, углеродистой и легированной стали, цветных металлов, пластмасс, керамики и других материалов, а также с внутренним коррозионноустойчивым покрытием.

Арматуру из серого чугуна применяют на газообразных средах в трубопроводах с рабочим давлением до 6 кгс/см² и температурой до +150° С, из ковкого чугуна — для рабочих давлений до 16 кгс/см² и температурой до +150° С. Стальную арматуру используют для любых давлений, причем для температур до 450° С корпус изготовляют из углеродистой стали, а для более высоких температур и коррозийных продуктов — из легированной. Арматуру из цветных металлов применяют преимущественно в пароводопроводах небольших диаметров, а также при транспортировании агрессивных продуктов. Пластмассовую арматуру используют как заменитель арматуры из нержавеющих сталей и цветных металлов.

Цапковая арматура в отличие от муфтовой имеет присоединительные концы с наружной цилиндрической трубной резьбой; выпускается с условным проходом до 40 мм на условное давление до 160 кгс/см². Цапковая арматура иногда снабжается накидными гайками под отбортованные трубы. Цапковую. арматуру в технологических трубопроводах применяют сравнительно редко. Приварная арматура присоединяется к трубопроводу на сварке, образуя неразъемное соединение.

 

 

 

4

5.2.1. К работам на объектах месторождений с высоким содержанием сероводорода допускаются лица не моложе 21 года, имеющие медицинское заключение о пригодности к работе в дыхательных аппаратах изолирующего типа, прошедшие необходимое обучение по безопасности работ на объекте.

5.2.2. Не допускается пребывание на газоопасном объекте лиц, не имеющих соответствующего дыхательного аппарата и не прошедших соответствующего инструктажа по безопасности.

5.2.3. Не реже одного раза в месяц на объектах должны проводиться учебно - тренировочные занятия с обслуживающим персоналом по выработке практических навыков выполнения действии по ПЛА.

5.2.4. При работе в дыхательном аппарате на устье скважины или у другого источника выделения сероводорода исполнители и руководитель работ должны иметь радиопереговорное устройство.

5.2.5. При обнаружении сероводорода в воздухе рабочей зоны выше ПДК необходимо немедленно:

- надеть изолирующий дыхательный аппарат (противогаз);

- оповестить руководителя работ (объекта) и находящихся в опасной зоне людей;

- принять первоочередные меры по ликвидации загазованности в соответствии с ПЛА;

- лицам, не связанным с принятием первоочередных мер, следует покинуть опасную зону и направиться в место сбора, установленное планом эвакуации.

Руководитель работ (объекта) или ответственный исполнитель должен подать сигнал тревоги и оповестить вышестоящие организации.

Дальнейшие работы по ликвидации аварии проводятся специально подготовленным персоналом с привлечением рабочих бригады и специалистов.

5.2.6. Привлекаемый к работам на газоопасных объектах персонал сторонних организаций должен пройти обучение и проверку знаний в объеме, утвержденном главным инженером предприятия - заказчика, с учетом места и вида работ, иметь индивидуальные сигнализаторы.

 

 

5

Артериальное кровотечение

Признаки артериального кровотечения

·                     Кровь из раны выплёскивается фонтаном.

·                     Цвет ее ярко алый.

·                     Пульсация крови совпадает с частотой пульса.

Действия по оказанию первой помощи:

·                     Приподнимите повреждённую часть тела.

·                     Прижмите кровоточащий сосуд выше места кровотечения (см. рис.).

Наложение жгута при ранении крупных артерий:

·                     Оберните участок конечности полотенцем (марлей) до места кровотечения (центральнее).

·                     Приподнимите повреждённую конечность.

·                     Слегка растяните жгут и сделайте 2-3 оборота вокруг конечности.

·                     Закрепите концы жгута с помощью крючка и цепочки.

·                     Концы самодельного жгута (толстая верёвка, ткань, ремень) завяжите.

·                     Оставьте записку с указанием времени наложения жгута.

·                     Жгут может находиться на конечности не более 1 часа!

·                     В случаях посинения и отека конечности (при неправильном наложении жгута) следует немедленно заново наложить жгут.

·                     Наложите стерильную повязку на рану.

Дальнейшие действия:

·                     При большой кровопотере вызовите скорую медицинскую помощь по телефону “03” или доставьте пострадавшего самостоятельно как можно быстрее в ближайшую клинику.

·                     При ранении мелких артерий с незначительной кровопотерей доставьте пострадавшего в травматологический пункт.

 

 

 

 

·         Нефть как смесь углеводородов. Состав нефти

 

Состав нефти

Химический состав нефти.

В составе нефти выделяют углеводородную, асфальтосмолистую и зольную составные части, а также порфирины и серу. Углеводороды, содержащиеся в нефти, подразделяют на три основные группы: метановые, нафтеновые и ароматические. Метановые (парафиновые) УВ химически наиболее устойчивы, а ароматические - наименее устойчивы (в них минимальное содержание водорода). При этом ароматические углеводороды являются наиболее токсичными компонентами нефти. Асфальтосмолистая составная нефти частично растворима в бензине: растворяемая часть - это асфальтены, нерастворяемая - смолы. Интересно, что в смолах содержание кислорода достигает 93% от его общего количества в составе нефти. Порфирины - это азотистые соединения органического происхождения, они разрушаются при температуре 200-250°С. Сера присутствует в составе нефти либо в свободном состоянии, либо в виде соединений сероводородов и меркаптанов. Зольная часть нефти - это остаток, получаемый при ее сжигании, состоящий из различных минеральных соединений.

В зависимости от месторождения нефть имеет различный качественный и количественный состав. Так, например, бакинская нефть богата циклопарафинами и сравнительно бедна предельными углеводородами. Значительно больше предельных углеводородов в грозненской и ферганской нефти. Пермская нефть содержит ароматические углеводороды.
Представляя собой жидкость, более легкую, чем вода, нефть разных мест, иногда даже и соседних, различна по многим свойствам: цвету, плотности, летучести, температуры кипения... Однако любая нефть это жидкость почти нерастворимая в воде и по элементарному составу содержащая преимущественно углеводороды с подмесью небольшого количества кислородных, сернистых, азотистых и минеральных соединений, что видно не только по элементарному составу, но и по всем свойствам углеводородов. В бакинской (апшеронской) нефти Марковников и Оглоблин нашли от 86,6 до 87,0% углерода и от 13,1 до 13,4% водорода...

2. Оборудование для добычи нефти с помощью без компрессорного лифта.

При периодическом газлифте процесс добычи состоит из периода накопления жидкости в подъемной колонне (приток из пласта) и периода подачи накопленной жидкости на поверхность за счет поступления сжатого газа в нижнюю часть подъемной колонны.? Время накопления и время подачи составляют цикл работы скважины. Применяются две системы газлифта: периодический газлифт с обычной подъёмной колонной труб, в которой попеременно происходит как накопление столба жидкости, так и её подъём и выброс на поверхность, и периодический газлифт с камерой замещения. Камера замещения, диаметр которой больше, чем диаметр подъемных труб, позволяет эксплуатировать скважины при низком давлении в пласте, когда накопленный столб жидкости в подъемной колонне не может иметь значительной высоты. Работа установки, обслуживающей группу скважин, осуществляется по замкнутому циклу. Газожидкостная смесь, поступающая из скважин на поверхность, разделяется в ёмкостях (трапах) на жидкость и газ. Часть газа, требующаяся для подачи в скважину, направляется на приём компрессоров, а избыток газа (газ, поступающий вместе с нефтью из пласта) - к пунктам переработки и потребления. Газ, поступивший в компрессор, после сжатия направляется в скважины для подъема жидкости на поверхность. Таким образом, газ циркулирует в замкнутой системе. Если на нефтяном промысле имеется возможность получить сжатый газ из близкорасположенных нефтяных или газовых скважин, газлифт осуществляется путем подачи газа высокого давления из этих скважин. После совершения работы по подъему жидкости отработанный газ в смеси с добытым (пластовым) газом направляется на переработку и использование. Такой способ эксплуатации называется бескомпрессорным.

3. Способы увеличения нефтеотдачи.

              Методы увеличения нефтеотдачи (МУН) подразделяется на 2 группы

       1.) Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи, включают в себя различные                            методы интенсификации притока жидкости и скважине и их комбинации:

•  Гидравлический разрыв пласта (ГРП), Газодинамический разрыв пласта (ГДРП);
•  Щелевая разгрузка прискважинной зоны продуктивного пласта;
•  Реагентная обработка скважин;
•  Технология акустической обработки скважин;
•  Технология электрогидравлической обработки скважин (ЭГУ);
•  Азотно-импульсная обработка;
•  Объемное волновое воздействие на месторождение;
•  Виброволновое воздействие на породы продуктивного пласта;
•  Технология электрической обработки скважин;
•  Реагентно-гидроимпульсно-виброструйная обработка;

       2.) Третичные методы увеличения нефтеотдачи:

• Физико-химические методы (заводнение с применением поверхностно-активных веществ, полимерное заводнение, мицеллярное заводнение и т.п.);
• Газовые методы (закачка углеводородных газов, жидких растворителей, углекислого газа, азота, дымовых газов);
• Тепловые методы (вытеснение нефти теплоносителями, воздействие с помощью внутрипластовых экзотермических окислительных реакций);
• Микробиологические методы (введение в пласт бактериальной продукции или ее образование непосредственно в нефтяном пласте).

 

 

4.  Меры безопасности при промывки скважин горячей нефтью

 

 

 

 

5. Оказание первой помощи при переломах конечностей

Перелом конечностей - самый распространенный тип переломов у детей дошкольного возраста.

В случае подозрения на перелом конечности у ребенка необходимо:

- осмотреть пострадавшего, не прикасаясь к нему. Оценить видимые повреждения;

- вызвать бригаду скорой помощи;

- провести обезболивание (путем инъекции анальгетика или введения таблетированных препаратов). Полноценное обезболивание препятствует развитию шока;

- провести иммобилизацию (ограничить движения кости в области повреждения). Шину нужно накладывать таким образом, чтобы зафиксировать два сустава - выше и ниже области перелома. При переломе костей предплечья необходимо зафиксировать локтевой и лучезапястный суставы. Такая методика препятствует смещению костей;

- приложить пузырь со льдом или любой холодный предмет из морозилки, завернутый в чистую ткань, рядом с областью повреждения - в случае закрытого перелома;

- остановить кровотечение при открытых переломах, наложив жгут выше места повреждения. Наложить стерильную повязку на рану;

- контролировать до приезда бригады скорой медицинской помощи жизненно важные функции - дыхание и пульс. Чтобы отвлечь ребенка от травмы, важно постоянно разговаривать с ним.

Если поврежденная конечность находится в неестественном положении, нельзя вправлять ее самостоятельно. Фиксировать деформированную конечность необходимо в том положении, в котором она находится. В противном случае можно лишь усугубить ситуацию, причинив еще большие повреждения.

 

 

Билет №20

·         Общие понятия об исследовании скважин- цель и методы исследования.

Существует много методов исследования скважин н технических средств для их осуществления. Все они предназначены для получения информации об объекте разработки, об условиях и интенсивности притока нефти, воды и газа в скважину, об изменениях, происходящих в пласте в процессе его разработки.

      1. Электрокаротаж. Одним из важнейших методов является электрический каротаж скважин, который позволяет проследить за изменением самопроизвольно возникающего электрического поля в результате взаимодействия скважинной жидкости с породой, а также за изменением так называемого кажущегося удельного сопротивления этих пород. Электрокаротаж и его разновидности, такие как боковой каротаж - БК, микрокаротаж, индукционный каротаж - ИК, позволяют дифференцировать горные породы разреза, находить отметку кровли и подошвы проницаемых и пористых коллекторов, определять нефтенасыщенные пропластки и получать другую информацию о породах.

      2. Радиоактивный каротаж - РК. Он основан на использовании радиоактивных процессов (естественных и искусственно вызванных), происходящих в ядрах атомов, горных пород и насыщающих их жидкостей. Существует много разновидностей РК, чувствительных к наличию в горных породах и жидкостях тех или иных химических элементов. Разновидностью РК является гамма-каротаж ГК, дающий каротажную диаграмму интенсивности естественной радиоактивности вдоль ствола скважины, что позволяет дифференцировать породы геологического разреза по этому признаку. Гамма-гамма-каротаж (ГГК) фиксирует вторичное рассеянное породами гамма-излучение в процессе их облучения источником гамма-квантов, находящихся в спускаемом в скважину аппарате. Существующие две разновидности ГГК позволяют косвенно определять пористость коллекторов, а также обнаруживать в столбе скважинной жидкости поступление воды как более тяжелой компоненты.

      3. Нейтронный каротаж (НК) основан на взаимодействии потока нейтронов с ядрами элементов горных пород. Спускаемый в скважину прибор содержит источник быстрых нейтронов и индикатор, удаленный от источника на заданном (примерно 0,5 м) расстоянии и изолированный экранной перегородкой. Существует несколько разновидностей НК, как, например, нейтронный каротаж по тепловым и надтепловым нейтронам (НГ-Т и НГ-Н), которые дают дополнительную информацию о коллекторе и пластовых жидкостях.

     4. Акустический каротаж (АК). Это определение упругих свойств горных пород. При АК в скважине возбуждаются упругие колебания, которые распространяются в окружающей среде и воспринимаются одним или более приемниками, расположенными в том же спускаемом аппарате. Зная расстояние между источниками колебания и приемником, можно определить скорость распространения упругих колебаний и их амплитуду, т. е. затухание. В соответствии с этим выделяется три модификации АК: по скорости распространения упругих волн, по затуханию упругих волн и АК для контроля цементного кольца и технического состояния скважины.

     5. Другие виды каротажа. К другим видам относится кавернометрия, т. е. измерение фактического диаметра необсаженной скважины и его изменение вдоль ствола. Кавернограмма в сочетании с другими видами каротажа указывает на наличие проницаемых и непроницаемых пород. Увеличение диаметра соответствует глинам и глинистым породам; сужение обычно происходит против песков и проницаемых песчаников. Против известняков и других крепких пород замеряемый диаметр соответствует номинальному, т. е. диаметру долота. Кавернограммы используются при корреляции пластов и в сочетании с другими методами хорошо дифференцируют разрез, так как хорошо отражают глинистости и проницаемости разреза. Термокаротаж - изучение распределения температуры в обсаженной или необсаженной скважине. Термокаротаж позволяет дифференцировать породы по температурному градиенту, а следовательно, по тепловому сопротивлению. Кратковременное охлаждение ствола скважины или нагрев при закачке холодной или горячей жидкости позволяет получить новую информацию о теплоемкости и теплопроводности пластов. Это позволяет определить: местоположение продуктивного пласта, газонефтяной контакт, места потери циркуляции в бурящейся скважине или дефекта в обсадной колонне зоны разрыва при ГРП и зоны поглощения воды и газа при закачке.

 

·         Арматура трубопроводов, назначение, классификация.

 Арматура - вспомогательные, обычно стандартные, устройства и детали, не входящие в состав основного оборудования, но необходимые для нормальной работы

Трубопроводная арматура в зависимости от назначения подразделяется на следующую:

• запорная,
• регулирующая,
• предохранительная
• контрольная.

Запорная арматура служит для включения и отключения котельного агрегата, его элементов и отдельных участков трубопроводов в процессе эксплуатации котельной установки. Она работает периодически. Основное требование к запорной арматуре — обеспечивать плотность отключения в закрытом состоянии и оказывать минимальное сопротивление протекающей среде в открытом состоянии. К запорной арматуре относятся краны, вентили, задвижки и поворотные затворы.

Регулирующая арматура предназначена для изменения давления, температуры и расхода транспортируемого продукта в трубопроводе. К ней относятся: приводные регулирующие вентили, самодействующие регулирующие клапаны, регуляторы уровня и конденсатоотводчики.

Предохранительная арматура служит для защиты трубопровода от чрезмерного повышения давления (т. е. для автоматического открывания или закрывания прохода, если давление в трубопроводе превысит заданное), а также для предотвращения движения потока продуктов, транспортируемых по трубопроводу, в обратном направлении. К предохранительной арматуре относятся предохранительные и обратные клапаны, автоматически выпускающие в атмосферу избыточное давление или автоматически закрывающиеся при движении потока в обратном направлении.

Для наблюдения за движением продукта и определения его уровня служит контрольная арматура. К ней относятся пробные и трехходовые краны, указатели уровня и др.

·         Правила сдачи и приёма скважин ПРС и КРС.

До переезда ремонтной бригады на скважину заказчик (ЦДНГ) обязан:

- проверить наличие и состояние подъездных путей и при необходимости провести от­
сыпку, планировку;

-   произвести очистку территории устья скважины в радиусе 30 м от замазученности,
посторонних предметов, снега и т.п.;

-   проверить и отревизировать станцию управления СКН, оборудовать штепсельным
разъемом для подключения оборудования бригад ПРС (КРС);

-   проверить и отревизировать тормозную систему СКН;

-   укомплектовать устьевое оборудование скважины согласно схеме обвязки;

-   устранить пропуски нефти, газа и воды на соседних скважинах;

-   проверить работоспособность коллектора;

-   обозначить указателями все мелкозаглубленные коммуникации, которые могут быть
повреждены при переездах трактора с оборудованием или другой тяжелой техники;

-   на СК типа Пф 8-3-40 должны быть откинуты головки балансира и демонтированы ог­
раждения кривошипа силами ПРЦЭО (по заявке).

За исправность системы откидывания головки балансира отвечает ЦДНГ (как лицо, при­нимающее качество ПНР от ПРЦГНО).

Ответственность за выполнение перечисленных выше пунктов несет мастер ЦДНГ. Пе­редача скважины в ремонт с неисправным СК или технологической обвязкой не допускает­ся. Простой бригад ПРС (КРС) и отказ в случае несвоевременного запуска по причине него­товности скважины к ПРС (КРС) возлагается на ЦДНГ.

Состояние скважины и территории вокруг нее до начала ремонта и после ремонта офор­мляется актом. В случае отказа мастера добычи прибыть на куст для сдачи куста ЦПРС, пре­тензии по состоянию территории куста после ПРС не принимаются. В случае отказа мастера

ПРС прибыть на куст для приема куста для ПРС, перечень претензий к ЦПРС определяется мастером добычи, что является основанием для отказа от приема скважины от ЦПРС.

За 2 часа до окончания ремонта на скважину вызывается представитель ЦДНГ. Если в тече­ние 3-х часов представитель ЦДНГ не является, то удостоверившись, что цель ремонта достиг­нута, бригада переезжает на другую скважину по план-графику. Прием-сдача скважин после ремонта производится: в дневное время – мастером ЦПРС (ЦКРС) и мастером (ст. оператором) ЦДНГ; в ночное время – ст. оператором ЦПРС и дежурным оператором ЦДНГ. В случае, когда по приезду представителя ЦДНГ скважина не готова, то прием-сдача скважины из ремонта пере­носится на дневное время с 09-00 до 16-00 часов. Представителем ЦДНГ может являться опе­ратор добычи или исследования скважин не ниже 4 разряда, представитель обязан визировать все первичные акты, составляемые ЦПРС (ЦКРС), ПРЦГНО. Отказ от рассмотрения актов может QIWQTbGfi ХйК Простой в ожидании представителя ЦДНГ (не более 3-х часов).

Представитель ЦДНГ перед выездом на приемку скважины знакомится с планом на ремонт.

В присутствии представителя ЦДНГ производится вызов подачи.

При запуске ШГН после появления подачи на устье производить опрессовку лифта на давление не менее 40 кгс/см^. При этом считать установку годной к эксплуатации при паде­нии давления на:

-   НВ (HHJ-29-32 – не более 5 кгс/см^ за 1 мин;

-   НВ (НН)-38 и свыше – не более 10 кгс/см^ за 1 мин.

Если утечка большая и давление на буфере не поднимается или снижается, то работы по ремонту продолжаются.

Вызов подачи производится только СК, использование подъемного агрегата допускает­ся только с согласия представителя ЦДНГ. В случае, если запуск скважины невозможен по причине неисправности СК, необходимости центровки головки балансира или правки устья, необходимости переобвязки скважины и т.п., запуск в работу после вызова подачи произ­водится в течение 3 суток по истечении указанного срока, в случае преждевременного отка­за вина возлагается на ЦДНГ.

При приеме скважины от бригады ПРС и КРС проверяются:

-   соответствие фактически выполненных работ работам, указанным в плане на ремонт;

-   правильность подвески полированного штока;

-   укомплектованность фланцевых соединений шпильками, гайками и качество их крепления;

-   состояние территории кустовой площадки (согласно акту приема-сдачи территории
скважины).

Правильная подгонка штанг, отсутствие стуков при ходе плунжера вниз и срыва насоса с замковой опоры (выхода плунжера из цилиндра), при ходе вверх проверяется динамомет-рированием. Динамограмма работы насоса в обязательном порядке приклеивается к эксп­луатационному паспорту ШГН.

Данные по результатам монтажа внутрискважинного оборудования, режим откачки, дата пус­ка насоса в эксплуатацию заносятся в эксплуатационный паспорт насоса и в базу данных АРМ технолога.

После окончания работ, если цель ремонта достигнута, скважина в течение 2-х суток по акту сдается ЦДНГ. Акт подписывают мастер ЦПРС или ЦКРС, с одной стороны, и старший инженер, мастер ЦДНГ, с другой стороны.

Все спорные вопросы решаются на закрытии месяца по ПРС.

 

·         Требования персонала, работающему на месторождениях с высоким содержанием сероводорода.

 

1.3. К работам на производственных объектах, где возможна загазованность воздуха выше ПДК (в аварийных ситуациях), допускаются лица не моложе 18 лет, не имеющие медицинских противопоказаний для работы в изолирующих противогазах или дыхательных аппаратах и прошедшие соответствующее обучение, инструктаж и проверку знаний по безопасному ведению работ.

Персонал, непосредственно связанный с выполнением работ в условиях возможного выделения сероводорода в воздух рабочей зоны, должен проходить медицинский осмотр при приеме на работу и периодические осмотры в соответствии с нормами, установленными Министерством здравоохранения СССР.

1.4. Работники независимо от стажа работы, квалификации и характера выполняемых ими работ не реже одного раза в год должны проходить обучение и проверку знаний по утвержденной главным инженером предприятия программе, включающей следующие основные вопросы:

опасные и вредные производственные факторы, физико-химические свойства и действие на человека сероводорода (приложение 1);

СКЗ, СИЗ и предохранительные приспособления, их назначение, устройство и правила использования;

организация, средства (приборы) и методы контроля воздуха рабочей зоны в помещениях и на наружных установках;

меры предупреждения аварий и несчастных случаев;

меры безопасности и обязанности работников при возникновении аварийной ситуации;

ПЛА;

сигнальные цвета и знаки безопасности, сигналы аварийного оповещения;

имеющиеся средства связи и порядок вызова руководителя, персонала противофонтанных военизированных частей (ПФВЧ) или военизированных горноспасательных частей (ВГСЧ), пожарной охраны и скорой медицинской помощи;

приемы и методы оказания доврачебной помощи пострадавшим (приложение 2).

Обучение должно проводиться, как правило, с отрывом от производства при участии ПФВЧ или ВГСЧ.

1.5. Привлекаемый к работам на газоопасных объектах персонал сторонних организаций должен пройти обучение и проверку знаний в объеме, утвержденном главным инженером предприятия-заказчика, с учетом места, вида, длительности работ и требований, изложенных в п. 1.4.

1.6. Не допускается пребывание на газоопасных объектах лиц, не прошедших инструктажа и без СИЗОД.

1.7. В ПЛА должны быть определены места сбора и пути эвакуации персонала, подъездные пути, порядок и периодичность контроля за состоянием воздушной среды, места нахождения СЗР и аварийных средств, меры безопасности и обязанности работников при аварийной ситуации, список лиц и организаций (с указанием номеров телефонов и других средств сообщения и вызова), которые должны быть немедленно извещены об аварии, и порядок их оповещения.

С ПЛА и сигналами тревоги должен быть ознакомлен под роспись весь производственный персонал. ПЛА или его оперативная часть должна постоянно находиться в операторной, вагоне-домике (культбудке).

1.8. Не реже одного раза в месяц в соответствии с графиком, утвержденным главным инженером предприятия по согласованию с ПФВЧ или ВГСЧ, на объектах должны проводиться учебно-тренировочные занятия с обслуживающим персоналом для отработки безопасных приемов работы, правильных приемов использования СИЗОД и действий при возникновении и ликвидации аварийной ситуации в соответствии с ПЛА.

1.9. При работе в изолирующих противогазах или дыхательных аппаратах необходимо применять систему простых и понятных сигналов для общения работающих (приложение 3).

1.10. Перед началом смены (работ) старший по вахте (руководитель или ответственный исполнитель работ) должен ознакомить работников с метеорологическими условиями и направлением выхода из опасной зоны в аварийной ситуации и своевременно оповещать об изменениях направления ветра.

1.11. Работы в условиях возможного выделения и скопления в воздухе рабочей зоны сероводорода должны проводиться не менее чем двумя исполнителями, один из которых должен страховать другого. Работу в колодце должна выполнять бригада в составе не менее трех человек (одного работающего и двух страхующих - дублеров).

При выдаче задания группе рабочих один из них назначается старшим группы, ответственным за определение порядка взаимостраховки и за безопасное выполнение задания.

·         Оказание первой помощи при Альтернативном кровотечении.

В зависимости от вида кровотечения (артериальное, венозное, капиллярное) и имеющихся при оказании первой медицинской помощи средств осуществляют временную или окончательную его остановку.
Временная остановка наиболее опасного для жизни наружного артериального кровотечения достигается наложением жгута или закрутки, фиксированием конечности в положении максимального сгибания, прижатием артерии выше места ее повреждения пальцами. Сонная артерия прижимается ниже раны. Пальцевое прижатие артерий — самый доступный и быстрый способ временной остановки артериального кровотечения. Артерии прижимаются в местах, где они проходят вблизи кости или над ней

 

 

БИЛЕТ № 21

1.   Сбор, транспортировка нефти, газа и воды. 

На промыслах сбор нефти осуществляется по системе. Однотрубная высоконапорная система сбора. Продукция скважины подается на ДНС, где происходит отделение части газа, транспортируемого по газопроводам на КНС а оттуда на ГПЗ. Оставшаяся нефть с газом центробежными насосами перекачивается на ГУКПН, где в сепараторах 2ой ступени происходит окончательное отделение газа. Газ подается на ГПЗ - компрессором, а дегазированная нефть самотеком в резервуар.

 2.   Устройство и принцип действия счетчиков ТОР-1.

Предназначен для измерения объема жидкости выходящей из замерного сепаратора. Обеспечивает как местный отчет показаний, так и передачу показаний при помощи электромагнитного датчика на БМА. Работает по принципу турбинного преобразователя.

Состоит: из механического счетчика, магнитной муфты, редуктора, крыльчатки.

Жидкость через входной патрубок попадает на лопатки крыльчатки, после крыльчатки экраном изменяет свое направление на 180 градусов, поступает в выходной патрубок. Вращательное движение крыльчатки передается на механический счетчик через понижающий редуктор и магнитную муфту. Показание снимаются с шестизарядного интегратора. На одной оси со стрелкой вращается диск с 2мя постоянными магнитами, которые проходя мимо электромагнитного датчика замыкают контакт. Полученные сигналы регистрируются в БМА электромагнитного счетчиками и передается на пульт управления.

Основной недостаток: при отсутствии жидкости (если есть газ) импульсы все равно идут

   3.   Обслуживание ДНС. Порядок приема и сдачи смены.

На оператора по добыче нефти и газа возлагаются  обязанности по обеспечению бесперебойной работы ДНС, а именно обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования, установок, механизмов, участие в очистке от парафина выкидных линий и коллекторов, в монтаже и демонтаже наземного оборудования.

До начала работы вновь прибывший оператор должен принять вахту по ДНС у сменщика. Ознакомиться с записями в вахтовом журнале и другой первичной документацией, проверить исправность инструмента.

Переодеться в спец. одежду и спец. обувь.

При осмотре технологического оборудования оператор должен установить:

- исправность и правильность показаний технических и электронных манометров;

- исправность запорной арматуры;

- герметичность фланцевых соединений трубопроводов, сальниковых уплотнений, задвижек;

- исправность вытяжной вентиляции в помещении БР;

- исправность и наличие электросветильников, заземления;

- исправность и наличие ограждений вращающихся частей оборудования; наличие диэлектрических подставок у пусковых устройств насосов;

- правильность центровки валов насоса и электродвигателя;

- работоспособность разгрузочного устройства насоса;

- отсутствие перегрева и наличие смазки в опорных подшипниках насоса;

- исправность и работоспособность канализационной системы;

- наличие и исправность молниезащиты;

- чистоту и порядок на ДНС;

- исправность предохранительных клапанов

По окончании работы оператор добычи нефти и газа обязан:

- навести порядок на рабочем месте, убрать рабочий инструмент в специально отведенное место;

- произвести необходимые записи в вахтовом журнале;

- снять средства защиты, спецодежду, спец. обувь. Привести их в порядок и уложить в места хранения.

- сообщить о проделанной работе мастеру по добыче нефти или оператору пульта управления

 

   4.   Меры безопасности при отборе проб со скважин.

Отбор проб нефти, содержащих сероводород, должен производиться с соблюдением «Памятки о вредности сероводорода, содержащегося в нефтяном газе» и  «Инструкции по качественному определению содержания сероводорода в воздухе».

Операторы, производившие отбор проб серной нефти, должны знать технические свойства и предельно- допустимую концентрацию сероводорода, содержащегося в нефтяном газе.

            Пробы нефти следует отбирать только через специально предназначенный пробоотборный краник.

Перед началом работ необходимо убедиться в исправности пробоотборного краника. Если краник забит и неисправен, следует сообщить б этом начальнику объекта или старшему оператору.

            При отборе проб нефти необходимо стоять с наветренной стороны, чтобы газ и нефть не попадали в органы дыхания, на одежду  и лицо.

            Отбор проб сернистой нефти должен производиться в соответствующем противогазе и присутствии дублера.

При отборе необходимо соблюдать следующую технологию:

• перед взятием проб необходимо произвести слив определенного объема (2-3 литра нефти, жидкости, которая должны быть утилизирована).
• После чего через равные промежутки времени (7-8 мин) производится отбор нефти объема до 100 мл не менее 3-4 раз.
• Отборные пробы сливаются в сухую чистую посуду, плотно закупориваются, снабжаются сопроводительной запиской.
• Полный объем отобранной нефти должен быть не менее 350-400 мл.

В сопроводительной записке указывается:

• дата отбора,
• вид анализа, который необходимо провести (например, определить % воды, произвести полный хим. анализ, определить содержание ПАВ).
• Ф.И.О. производившего  отбор проб.

После того, как проба отобрана, следует закрепить краник, убедиться, что нет подтеков нефти из краника.

Бутылки и другую стеклянную посуду с пробами нефти необходимо переносить только в деревянных ящиках с ручками и ячейками для каждой бутылки.

            Запрещается бутылки и др. стеклянную посуду с нефтью и нефтепродуктами переносить непосредственно в руках или карманах одежды.

5.Оказание первой помощи при отравлении сероводородом.

При появлении  признаков отравления сероводородом следует:

- немедленно вывести пострадавшего на свежий воздух

-удобно уложить и освободить от стесняющей одежды

-при нарушении дыхания производить искусственное дыхание (методом изо рта в рот)

- при отсутствие сердцебиения производить производить непрямой массаж сердца.

Во всех случаях отравления рекомендуется вдыхание хлора ( платок смачивается в хлорной извести). В легких случаях отравления ( при раздражении верхних дыхательных путей) рекомендуется теплое молоко с содой.

Одновременно с оказанием первой помощи во всех случаях, независимо от тяжести отравления, необходимо вызвать скорую помощь.

Оказание доврачебной помощи следует производить вплоть до прибытия врача.

Необходимо помнить, что отсутствие признаков жизни у пострадавшего не дает права на прекращение оказания ему доврачебной помощи Первые признаками отравления сероводородом являются недомогание, жжение в глазах, покраснение глазного яблока, головные боли.

Основные признаки отравления – нарушение сознания, сердечной и пищеварительной деятельности.

ПДК         в воздухе рабочей зоны-10 мг\м³

в смеси с углеводородами-3 мг\м³

в воздухе населенных мест-0,008 мг\м³

 

БИЛЕТ № 22

   1.   Способы перфорации скважины и ее назначение.

 Известно  несколько типов перфораторов и соответственно несколько способов пробивки отверстий в обсадной колонне и цементном кольце: пулевая, торпедная и беспулевая (кумулятивная) перфорация

            Пулевая перфорация Производится короткоствольными пулевыми перфораторами, стреляющими бронебойными пулями.

Пулевой перфоратор залпового  действия ППЗ  состоит  из зажигательной  головки с защитным  колпаком , секций, стволов, обтекателя. Такой перфоратор собирается из нескольких  свинчиваемых  между собой взаимозаменяемых  секций.  Каждая секция имеет по три ствольных  отверстия с пороховыми камерами. В сборке перфоратора одновременно может быть свинчено до 12 секций. В перфораторе используются  прессованные пороховые заряды и пули. Пули фиксируются  в каналах  стволов резиновыми пробками. Воспламенение пороховых зарядов в перфораторе осуществляется пиропатроном , который воспламеняется при пропускании через него электрического тока.

            После спуска перфоратора на нужную глубину по кабелю с  поверхности   подается к запальной проволоке электрический ток, отчего она накаляется, происходит вспышка пороховых   зарядов и пули с большей скоростью выталкиваются  из стволов перфоратора, пробивают обсадную колонну и цементное кольцо.

            Для прострела колонн применяют пули диаметром 11-12,7 мм.

 Пулевые перфораторы выпускаются диаметрами 65, 80 и 98 мм. Пулевая перфорация имеет тот  недостаток, что не всегда все выстрелы оказываются удачными в связи с быстрой потерей энергии пулями при их ударе о трубы. Большей пробивной способностью, обеспечивающей  лучшее вскрытие пласта, обладают торпедные  перфораторы. Они отключаются о пулевых тем, что  заряжаются не пулями, а снарядами замедленного действия. Снаряд  торпедного перфоратора, пробив колонну и цементное кольцо, проникает  на некоторую глубину в пласт и здесь разрывается, в результате чего в призабойной зоне скважины создаются каверны и трещины. На  промыслах применяются торпедные перфораторы ТПК –22 и ТПК-32 ( с диаметром снарядов22 и 32 мм). Шифр ТПК обозначает «торпедный перфоратор Колодяжного» по фамилии его изобретателя.

            Наружный диметр перфоратора равен 100 мм. Он может применяться в колоннах диаметром 127 мм и более.

             В последнее время широко применяется кумулятивный метод перфорации. Сущность этого метод  заключается в том, что отверстие в колонне пробивают  не пулями и не снарядами, а зарядами кумулятивного, т.е. сосредоточенного действия. Кумулятивный заряд представляет  собой шашку  взрывчатого вещества, имеющую выемку, расположенную  со стороны, противоположной месту детонации взрыва. Газы, образующиеся при взрыве такого заряда. Движутся от поверхности  выемки и встречаются на оси  заряда, образуя мощную струю. Встречая на своем пути какую- либо преграду, эта струя выбивает в ней лунку глубиной , приблизительно  равной диаметру заряда. Если выемку в кумулятивном заряде облицевать тонким слоем металла и поместить заряд на некотором расстоянии от преграды, то пробивное действие  кумулятивного заряда резко усилится и кумулятивный эффект изменится качественно .

            Образующаяся при взрыве кумулятивного заряда металлическая струя, частично смешанная с газообразными продуктами взрыва движется по оси заряда с очень большой скоростью достигающей 8000 м/сек, а струя при встрече с преградой создает давление до 30000 Мн/ м², чем и достигается ее большая пробивная сила.

Кумулятивные перфораторы применяют корпусные  и бескорпусные. Корпусные перфораторы имеют герметически закрытый корпус, в котором помещаются группы зарядов. Такие перфораторы, так же как пулевые и снарядные, могут быть использованы многократно.

             В бескорпусных перфораторах каждый заряд закупоривается отдельно и индивидуально  герметическую оболочку, разрушающуюся при взрыве.

             В кумулятивных перфораторах обеих  конструкций заряды взрываются при помощи детонирующего шнура. А шнур  в свою очередь взрывается от электродетонатора, присоединенного к кабелю, на котором  перфоратор опускают в скважину.

             Кумулятивный перфоратор собирается в гирлянду общей длиной до 10 м с числом зарядов до 100 и более.

            При выборе способа перфорации руководствуются следующими положениями

Пули и снаряды, пробивая обсадную колонну, сильно деформируют ее и вызывают образование трещин  в колонне и в цементном  камне.

            Кумулятивная перфорация характеризуется большей пробивной способностью в твердых и  плотных преградах и не вызывает  повреждений обсадных колонн и цементного кольца. Поэтому кумулятивную перфорацию целесообразно применять  при твердых  породах,  в условиях  наиболее трудного сообщения ствола  скважины с пластом. Снарядную  перфорацию целесообразно применять при относительно плотных и малопроницаемых породах, но следует  учитывать, что это сопряжено с возможностью образованию трещин и нарушения обсадной колонны и цементного кольца.

Пулевую перфорацию следует применять при неплотных породах и слабосцементированных песчаниках и слабосцементированных песчаниках.

Перфорацию скважин выполняют специализированные  бригады п заказам промыслов. Интервалы и плотность перфорации скважины указывает геологическая служба промысла данным  каротажных диаграмм )

Перфорация скважины- весьма ответственная операция. Ствол скважины перед перфорацией должен быть проверен шаблоном и заполнен  жидкостью соответств3ющей плотности для предотвращения выбросов после соединения пласта со скважиной. Простреливать  отверстия в фонтанных скважинах разрешается только при  установленных на устье скважины крестовике и специальной  задвижке .Если после перфорации скважина начинает фонтанировать, необходимо извлечь из нее кабель с перфоратором закрыть противобросовую задвижку, затем установить  фонтанную арматуру и ввести скважину в эксплуатацию. Если не удается извлечь  из скважины кабель с перфоратором и он мешает закрыть задвижку ,его  обрубают  . отрезанный конец его падет в скважину, после чего закрывают  противовыбросовую задвижку, оборудуют скважину фонтанной арматурой и пускают ее в эксплуатацию. В скважины, которые  заведомо должны  фонтанировать, до перфорации спускают подъемные трубы, устанавливают крестовик с задвижкой и производят перфорацию, спуская перфоратор в подъемные трубы. Для этих целей применяются специальные малогабаритные перфораторы. Перфорацию газовых скважин в отдельных случаях осуществляют без заполнения скважины жидкостью и без глушения, но с герметизацией устья при помощи специального оборудования с установкой дубликатора для спуска перфоратора под давлением. За последнее время н промыслах все большее применение находит гидропескоструйный способ перфорации скважин. При этом способе отверстия или щели в обсадной колонне образуются путем абразивного (истирающего воздействия) на стенки колонны струи жидкости с песком, истекающей с большей скоростью из насадок специального струйного перфоратора. Гидропескоструйная перфорация особенно широко применяется как метод увеличения и восстановления производительности  скважин, уже находящихся   в эксплуатации.  

   2.   Устьевой сальник СУСГ-2. Устройство, назначение.

Сальник СУСГ2 с двойным уплотнением (рис. 37) состоит из двух основных узлов: самоустанавливающейся шаровой головки и тройника. В шаровой головке помещены нижняя и промежуточная (средняя) втулки, нижний манжетодержатель и нижняя сальнико­вая набивка. В корпусе сальника, навинченном на головку, поме­щены верхний манжетодержатель, верхняя сальниковая набивка и верхняя втулка (грундбукса). Сальниковую набивку подтягивают крышкой, навинченной на корпус. В верхней части крышки предус­мотрен резервуар для масла, служащий для смазки трущихся по­верхностей сальникового штока и вкладышей.

Шаровая головка в тройнике удерживается крышкой 18, закрепленной двумя откидными болтами и гайками. Болты в трой­нике установлены при помощи пальцев. Тройник снабжен специаль­ным устройством для присоединения сальника к выкидной линии, состоящим из наконечника, ниппеля и накидной гайки.

Устьевой сальник с самоустанавливающейся головкой с двой­ным уплотнением позволяет заменять изношенные сальниковые на­бивки без разрядки скважины. Сальник-тройник должен быть герметичен. Во время работы насосной установки необходимо следить, не пропускает ли сальник жидкость, и обнаруженные в нем дефекты надо немедленно устра­нять, потому что утечки через сальник ведут к загрязнению пло­щадки вокруг устья скважины и к потере нефти.

 

 

 

 

I — тройник; 2, 6, 8 — нижняя, промежуточная (средняя) и верхняя втулки; 3 — шаровая головка; 4 — нижний и верхний манжетодержатели; 5 — нижняя и верхняя сальниковые набивки; 7— корпус сальника; 9— вкладыши; 10— крышка корпуса; 11— ручка; 12 — уплотнительное кольцо; 13 — стопор; 14 — ниппель; 15 — накидная гайка; 16 — наконечник; 17—гайка; 18 — крыш­ка; 19 — откидной болт; 20 — палец

3.   Обслуживание скважин, оборудованных УЭЦН.

Оператору по добыче нефти и газа разрешается выполнять пуск и остановку УЭЦН, а также перевод на автоматический или программный режим работы. Запрещается прикасаться к кабелю при работающей установке и при пробных пусках;

Погрузка и выгрузка барабана с кабелем, электродвигателя, насоса и гидрозащиты должны быть механизированы. Запрещается транспортировать кабель без барабана;

Скорость спуска погружного агрегата в скважину не должна превышать  0,25  м/с.  Кабель должен  крепиться  поясами, устанавливаемого над и под муфтой каждой трубы;

После спуска погружного агрегата в скважину на заданную глубину следует: снять с барабана кабеленаматывателя оставшийся кабель и провести от устья скважины до станции управления по специальным опорам высотой не более 0,5 метров от земли и расстоянием между ним не более 3 метров. Прокладывать кабель необходимо с противоположной стороны от мостков и в обход от места предназначенного для установки подъемника; излишки кабеля уложить у станции управления (или трансформатора) на специальной огражденной площадке высотой не менее 0,5 метров от земли в бухту; на трассе кабеля, а также на специально огражденной площадке установить или вывесить предупредительные знаки "Осторожно! Электрическое напряжение";

 

Во избежание прохода газа по кабелю в помещении станции управления кабель, идущий от скважины, должен иметь открытое соединение в специальной соединительной коробке на расстоянии не менее 0,8 метров от поверхности земли. Металлические коробки необходимо заземлять;

 

Оператор обязан вести контроль за состоянием укладки кабеля от устья скважин до станции управления;

Кабель в месте входа в устье должен быть надежно герметизирован. Герметизация места ввода кабеля любого типа должна быть выполнена уплотнительными элементами  из нефтестойкой резины. На скважинах расположенных в трудно доступных местах, место ввода кабеля в устьевой арматуре должно быть оборудовано двойным сальником (для продления срока службы уплотнительных элементов);

При разгерметизации устьевого сальника его уплотнение должно быть заменено только после глушения скважины;

По окончанию ремонтных или профилактических работ двери камер трансформаторной подстанции,станции управления и автотрансформатора, а также решетчатые ограждения должны быть закрыты на замок;

Запрещается открывать двери (кроме панели управления) станции управления УЭЦН;

 

В случае возникновения аварийных ситуаций необходимо действовать согласно "Плана ликвидации возможных аварий";

О  произведенных   работах,  выявленных  и  не  устраненных   неполадках

сообщается мастеру и делается запись в вахтовом журнале

 

4.   Контроль газовоздушной среды на ГЗУ.

Наиважнейшее значение в процессе работы в газовом хозяйстве имеет безопасность труда. Определяется она взрывоопасностью горючих газов, отравляющими свойствами некоторых компонентов горючих газов и продуктов их неполного сгорания.

В случае утечек газа из соединений газопроводов, газовой арматуры и приборов, через их неплотности, из запорной арматуры, случайно оставленной открытой без присмотра или же при  сжигании газа при недостаточном или слишком большом разрежении, при плохой вентиляции помещения, без достаточного удаления продуктов сгорания, при разрыве сварных соединений на газопроводе может произойти загазованность помещений.

С целью обнаружения мест утечек газа из внутренних газопроводов производят обмыливание сварных, резьбовых и фланцевых соединений. В данном случае признаками утечки будет являться  наличие пузырьков мыльного раствора. Эти утечки необходимо устранять такими способами как:

смена прокладок или подтяжка болтов во фланцевых соединениях;

замена пеньковой набивки в резьбовых соединениях;

заварка или заменой шва с дефектами на газопроводе.

Ликвидацию мест утечек газа из наружных и подземных газопроводов производит аварийная служба газового хозяйства.

До момента устранения утечек газа категорически запрещается включать и выключать электроосвещение; пользоваться звонками, плит¬ками и другими электрическими приборами; вносить открытый огонь и применять его для отыскания утечек газа.

Неудовлетворительное действие вентиляции может привести к накоплению в помещении вредных примесей и образованию взрывоопасных концентраций газа. Поэтому при аварии необходимо произвести вентиляцию помещений и организованный отвод продуктов горения газа.

Газоопасными называют те работы, которые выполняются в загазованной среде, или работы, при которых возможен выход газа из газопроводов и агрегатов.

В Правилах безопасности Госгортехнадзора дан следующий перечень газоопасных работ:

присоединение вновь проложенных газопроводов к действующим;

ввод в эксплуатацию газопроводов, газорегуляторных пунктов, агрегатов и приборов промышленных, коммунальных и бытовых потребителей;

ревизия и ремонт действующих газопроводов, газового оборудования и арматуры;

прочистка и заливка в газопровод растворителей для удаления гидратных образований; установка и снятие заглушек на газопроводах, находящихся под давлением газа;

разборка газопроводов, отключенных от действующих сетей;

осмотр и проветривание колодцев, а также откачка конденсата из конденсатосборников и неиспарившихся остатков из резервуарных групповых установок сжиженных газов;

профилактическое обслуживание действующих газовых приборов и внутреннего газооборудования;

слив газа из железнодорожных цистерн, заполнение резервуаров на станциях сжиженных газов и групповых установках, заполнение автоцистерн и баллонов.

Такие работы должны производить специально обученные рабочие, при этом в бригаде должно быть не менее 2 человек. При работах в колодцах, тоннелях или глубоких траншеях бригада должна состоять не менее чем из трех человек.

На время выполнение газоопасных работ ответственным лицом, имеющим право выдачи нарядов определенным приказом по газовому  хозяйству, должны выдаваться наряды установленной формы. Более сложные работы кроме наряда требуют специального плана, который утверждает главный инженер треста (конторы, предприятия).

К сложным работам относятся:

работы по вводу в эксплуатацию и пуску газа в газопроводы вновь газифицируемых горо¬дов и поселков;

пуск газа в газопроводы с давлением выше 0,6 МПа;

присоединение к действующим газопроводам среднего и высокого давлений;

работы в ГРП с применением сварки и газовой резки;

ремонтные работы на газопроводах среднего и высокого давлений с применением сварки и газовой резки;

снижение и восстановление давлений газа в газопроводах и т. д.

В наряде указывают основные меры безопасности при выполнении работ. План включает в себя последовательность проведения работ, потребность в приспособлениях и механизмах, расстановку членов бригады, лиц, ответственных за проведение и координацию работ. Пакет документов также должен содержать исполнительный чертеж с указанием места и характера проводимой работы.

Подготовительная работа занимает время до начала выполнения работ, и включает в себя: инструктаж рабочих, организацию рабочего места, обеспечение рабочих инструментами, защитными средствами и приспособлениями.

Обычно газоопасные работы проводят в дневное время. При плохом освещении в процессе работы необходимо использовать переносные электролампы во взрывобезопасном исполнении или аккумуляторные светильники шахтерского типа. В процессе выполнения работ в колодцах, котлованах и других подземных сооружениях и закрытых помещениях работающие должны быть в противогазах и спасательных поясах, в обуви без подковок и гвоздей или галошами, надетыми на обувь.

Категорически запрещена при работе в колодцах, тоннелях и коллекторах сварка и газовая резка на действующих газопроводах без отключения и продувки их воздухом. У запорного устройства дополнительно устанавливают заглушку, которую удаляют после окончания работ. При снижении давления в процессе работе, его следует снижать еще до начала работ. Но в случае сжиженного давления могут быть случаи воспламенения выходящего в атмосферу газа, поэтому необходимо иметь на месте средства тушения пламени. Пламя тушат путем замазывания глиной, засыпкой землей, набрасыванием брезентовых или асбестовых одеял, а также струей инертного газа.

Бригаде рабочих указания и распоряжения отдаются ответственными лицами, назначенными из числа инженерно-технических работников.

 

   5.   Выполнение непрямого массажа сердца.

Массаж сердца - механическое воздействие на сердце после его остановки с целью восстановления его деятельности и поддержания непрерывного кровотока до возобновления работы сердца. Показаниями к массажу сердца являются все случаи остановки сердца. Сердце может перестать сокращаться от различных причин: спазма коронарных сосудов, острой сердечной недостаточности, инфаркта миокарда, тяжелой травмы, поражения молнией или электрическим током и т.д. Признаки внезапной остановки сердца - резкая бледность, потеря сознания, исчезновение пульса на сонных артериях, прекращение дыхания или появление редких, судорожных вдохов, расширение зрачков.           Существуют два основных вида массажа сердца: непрямой, или наружный (закрытый), и прямой, или внутренний (открытый).
          Непрямой массаж сердца основан на том, что при нажатии на грудь спереди назад сердце, расположенное между грудиной и позвоночником, сдавливается настолько, что кровь из его полостей поступает в сосуды. После прекращения надавливания сердце расправляется и в полости его поступает венозная кровь.
Правила :

уложить спиной на жесткую поверхность

снять стесняющие дыхание предметы одежды

нанести удар кулаком по грудине

верхний край ладони правой руки положить на нижнюю треть груди

поверх правой положить левую руку и надавливать на грудную клетку пострадавшего

при отсутствии  у пострадавшего пульса необходимо производить наружный массаж сердца

БИЛЕТ № 23

   1.   Конструкция скважины. 

Совокупность данных, характеризующих диаметр пробуренной скважины на разных глубинах, количество, диаметр и длину обсад­ных колонн, спущенных в скважину, а также интервалы простран­ства за колоннами, заполненные цементным кольцом, называется конструкцией   скважины.

    Наиболее простой и дешевой является одноколонная конструк­ция, когда в скважину спускается только одна колонна труб, не считая кондуктора и направления. В очень сложных условиях бурения число промежуточных обсадных колонн иногда доводят до трех.

     Направление предназначено для предохранения устья от размыва и для направления циркулирующей жидкости в желоба; при помощи кондуктора изолируют неустойчивые верхние породы, осложняющие процесс бурения. При любой конструкции скважины последняя обсадная колонна, спускаемая до проектной глубины, называется эксплуатационной колонной. Через эту колонну производится эксплуатация скважины, ее размеры определяют габариты подземного эксплуатационного обо­рудования.

Для эксплуатационных колонн в большинстве случаев приме­няются обсадные трубы с наружным диаметром от 146 до 168 мм, с толщиной стенок от 7,5 до 12 мм.

Скважиной называют черную выработку круглого сечения, сооружаемую без допуска в нее людей, у которой длина во много раз больше диаметра.

Верхняя часть скважины называется устьем, дно- забоем, боковая поверхность- стенкой, а пространство ограниченное стенкой- стволом скважины.

            Элементы конструкции скважин приведены на рис 4. Начальный участок I скважины называют направлением.

 Сразу за направлением бурится участок на глубину от 50-400 м, диаметром до 900 м. Этот участок  называется

После установки кондуктора не всегда удается пробурить скважину до проектируемой глубины нового осложняющего горизонта или из- за необходисости перекрытия продуктивных поластов ,к которые  не планируеьтся эласитичность  -------- скважинй.

            В таких случаях устраивают или цементируют еще одну колонну III называют промежуточной.

            Последний участок скваджины IV закрепляют эксплуатационной колонной. Оно предназначено для подъема нефти и газа от работ  к устью скважины.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

   2.   Дожимные насосные станции: назначение, устройство, принцип действия.

Дожимные насосные станции (ДНС) применяются в тех случаях, если на месторождениях пластовой энергии недостаточно для транспортировки нефтегазовой смеси до УПСВ или ЦППН. Обычно ДНС применяются на отдаленных месторождениях.

Назначен для транспортировки продукции до товарного парка. Устройства:

•        Сепаратор- где происходит отделение газа от жидкости

•         Буллит- емкость для жидкости

•         Насос- для перекачки жидкости

•         Норд- замерное устройство

•        Факельное хозяйство

•         Канализация

Суточная производительность- 1000 -5000 м3/с, давление сепарации- 1,4-2,5атм, насос ЦНС-105,180., количество агрегатов- 1 рабочий, 2 в резерве.

3.Назначение и устройство СКЖ.

для измерения дебита (производительности) нефтяных скважин.

Назначение

·                     Измерение массового расхода вещества

·                     Измерение общей массы вещества

Область применения

·                     Нефтедобывающая промышленность: на устье добывающей скважины, на узле оперативного контроля

·                     Все отрасли промышленности: в процессах смешивания, дозирования, проверки для выполнения порционного взвешивания

В том числе - взрывоопасные зоны помещений и наружных установок согласно ГОСТ Р 51330.13-99 (МЭК 60079-14-96), гл. 7.3 ПУЭ и другим нормативным документам, регламентирующим применение электрооборудования во взрывоопасных зонах.

Измеряемое вещество

·                     Газожидкостная смесь, поступающая из скважин, на объектах добычи нефти и узлах оперативного контроля учета нефти

·                     Растворы различных веществ, в том числе пульпа с мелкодисперсными частицами

·                     Сжиженные газы

Средняя наработка на отказ 10000 часов. Срок службы 6 лет.

Принцип работы счетчика «СКЖ»

В основу принципа работы заложено прямое измерение массы жидкости в составе газожидкостной смеси. При работе счетчика происходит периодическое взвешивание жидкой составляющей в продукции скважины. Для работы счетчика необходимо присутствие в его корпусе свободного газа. Поэтому счетчик наиболее подходит для измерения веществ, содержащих в своем составе попутный газ.

 

   4.   Организация работ по ликвидации аварий на трубопроводах.

Работы по ликвидации отказов на промысловых трубопроводах должны выполняться аварийно-восстановительными бригадами (АВБ), входящими в цех по ремонту трубопроводов (ЦРТ) НГДУ, или другими подразделениями НГДУ.

В подразделениях главным инженером НГДУ должны быть разработаны и утверждены планы ликвидации аварий в соответствии с инструкцией Госгортехнадзора России. В планах должен быть указан порядок оповещения и сбора должностных лиц, организации и производства аварийных работ.

В оперативной части плана ликвидации аварий предусматриваются:

- вид и место возможных аварий, условия, опасные для людей и окружающей среды, расчет выхода нефти или газа с поврежденного участка;

- мероприятия по эвакуации людей и охране окружающей среды, по локализации выхода нефти или газа, отключению поврежденного участка, ликвидации аварий;

- действия ИТР и рабочих, меры техники безопасности и пожарной безопасности;

- мероприятия по тушению нефти в случае ее загорания;

- места нахождения служб и средства для ликвидации аварий;

- распределение обязанностей между отдельными лицами, участвующими в ликвидации аварий;

- список должностных лиц и учреждений, которые должны быть оповещены об аварии, и порядок оповещения;

- порядок сбора аварийной бригады;

- очередность выезда специальных машин;

- перечень аварийно-транспортных средств, механизмов, оборудования, средств связи, пожаротушения, направляемых к месту аварии.

Все работники подразделений на своих рабочих местах должны быть ознакомлены с планами ликвидации аварий.

При возникновении отказа диспетчер цеха добычи нефти и газа (ЦДНГ) или центрального пункта подготовки нефти (ЦППН) должен немедленно сообщить об этом своему руководству и диспетчеру НГДУ, отключить поврежденный участок и принять меры по ликвидации возникшего отказа в соответствии с планом ликвидации отказов, затем проинформировать диспетчера центральной инженерно-технической службы (ЦИТС) о принятых мерах по ликвидации отказа и сделать краткую, но ясную запись о случившемся в сменном (вахтовом) журнале, фиксируя место, сущность, причину отказа, принятые меры.

Прибывший первым к месту аварии на ПТ руководитель работ обязан:

- установить предупредительные знаки для ограждения места аварии;

- принять меры к предупреждению дальнейшего растекания нефти, исключив попадание ее в водоемы и населенные пункты;

- разместить технические средства и персонал аварийно-восстановительной бригады (АВБ) на безопасном расстоянии от места аварии в соответствии с действующими правилами техники безопасности;

- предотвратить появление в зоне аварии посторонних лиц и техники; при возникновении аварии вблизи железных и автомобильных дорог принять меры, исключающие движение транспорта;

- уточнить место и размеры аварии;

- выйти на связь с диспетчером или руководителем подразделения, сообщить о месте и ориентировочных размерах аварии, возможности подъездов и другие сведения;

- при возникновении аварии вблизи ЛЭП, железных и автомобильных дорог сообщить их владельцам об аварии.

Запрещается приближение к зоне аварии людей и техники до организации связи и получения сообщений о полной ликвидации или локализации аварии, об организации непрерывного дежурства на отключающей аварийный участок трубопровода запорной арматуре, о выполнении дополнительных мер по предотвращению случайного или самопроизвольного переключения запорной арматуры на границах отключенного участка.

После определения характера отказа и принятия решения о способе его ликвидации работы продолжаются в соответствии с планом ликвидации возможных отказов и конкретно сложившейся обстановкой.

Все аварийно-восстановительные работы должны выполняться с соблюдением действующих норм и правил по технической эксплуатации, технике безопасности, пожарной безопасности и промсанитарии.

Все оборудование, транспорт и имущество, предназначенное для выполнения аварийно-восстановительных работ, должно находиться в постоянной исправности и готовности к немедленному выезду и применению. Закрепленную для этих целей технику использовать не по назначению запрещается.

Количество и специальности персонала аварийной бригады должны соответствовать действующим нормативам на выполнение ремонтных работ, а также количеству водителей, машинистов и мотористов, необходимых для эксплуатации транспортных и ремонтных тхнических средств.

При определении численности персонала предусматривается возможность замены рабочих при выполнении несложных работ и совмещения профессий работниками высокой квалификации.

   5.   Оказание первой помощи при обморожении конечностей.

Лечебные мероприятия при оказании первой медицинской помощи различаются в зависимости от периода обморожений, условий, в которых находился пострадавший, от глубины поражения, наличия общего охлаждения организма, возраста и сопутствующих заболеваний.

В начальном периоде первая помощь заключается в прекращении охлаждения, согревании конечности, восстановления кровообращения в поражённых холодом тканях и предупреждения развития инфекции.

При первых признаках обморожения пострадавшего необходимо ввести в ближайшее тёплое помещение, снять промёрзшую обувь, носки, перчатки. Охлаждённые участки следует согреть до покраснения тёплыми руками, лёгким массажем, растираниями шерстяной тканью, дыханием, а затем наложить ватно-марлевую повязку.

При признаках глубокого обморожения быстрое согревание, массаж или растирание делать не следует. Следует ограничиться наложением на поражённую поверхность теплоизолирующей повязки (слой марли, толстый слой ваты, вновь слой марли, а сверху клеёнку или прорезиненную ткань). Поражённым конечностям придают состояние покоя путём применения подручных средств (дощечка, кусок фанеры, плотный картон), накладывая и прибинтовывая их поверх повязки. В качестве теплоизолирующего материала можно использовать ватники, фуфайки, шерстяную ткань и пр.

Пострадавшим дают горячее питьё, горячую пищу, небольшое количество алкоголя, по таблетке аспирина, анальгина, по 2 таблетки "Но-шпа" и папаверина.

Одновременно с проведением мероприятий первой помощи необходимо срочно вызвать врача, скорую помощь для оказания врачебной помощи и решения вопроса о госпитализации в специализированное лечебное учреждение.

Не рекомендуется растирать больных снегом, так как кровеносные сосуды кистей и стоп очень хрупки и поэтому возможно их повреждение, а возникающие микроссадины на коже способствуют внесению инфекции. Нельзя использовать быстрое отогревание обмороженных конечностей у костра, бесконтрольно применять грелки и тому подобные источники тепла, поскольку это ухудшает течение обморожения. Неприемлемый и неэффективный вариант первой помощи – втирание масел, жира, растирание спиртом тканей при глубоком обморожении.

При общем охлаждении лёгкой степени достаточно эффективным методом является согревание пострадавшего в тёплой ванне при начальной температуре воды 24oС, которую повышают до нормальной температуры тела.

При средней и тяжёлой степени общего охлаждения с нарушением дыхания и кровообращения лечение проводится в условиях реанимационного отделения.

 

БИЛЕТ № 24

   1.   Фонтанная эксплуатация скважин.

Способ добычи нефти из скважины, при котором подъем жидкости на поверхность происходит действием пластовой энергии, называется фонтанным.

Фонтанирование продукции скважин происходит в том случае, если переход давления м/у пластовым и забойным будет достаточным для преодоления противодавления столба жидкости и потерь давления на трение. В большинстве случаев нефть фонтанирует за счет энергии газа и гидростатического напора одновременно.

            Газ находится в нефти, обладает подъемной силой, которая проявляется в форме давления на нефть, чем больше газа , растворенного в нефти, тем меньше будет плотность смеси и тем выше подниматься уровень жидкости. Достигнув устья жидкость начинает переливаться и скважина начинает фонтанировать.

    2.   Порядок снятия ручного замера дебита скважин.

Замер дебита скважины

Ø   Установить переключатель ПСМ на замеряемую скважину

Ø   Дождаться цикличной работы ГЦ

Ø   Записать показания счетчика и время начала замера

В процессе замера желательно следить за работой ГЦ (цикличностью), при обнаружении неисправностей (нет фиксации верхнего и нижнего положений РР, подклинивание газовой заслонки) , влияющих на качество замера, необходимо их устранить и начать замер сначала.

 

Для простоты вычисления время замера лучше выбирать: 10, 15, 20,  30 мин.

Для  скважин с дебитом  более 30-40 м3. производить замер достаточно 10-15 мин. Для скважин с более низким дебитом, для получения более качественного замера, время замера (t)  необходимо увеличить.

    

Ø   Снять показания счетчика

По истечении времени замера снять показания счетчика

Записываешь показания счетчика. Засекаешь время и пускаешь скважину на замер. Когда нужно (сутки или меньше - по обстоятельствам) опять засекаешь время и пускаешь скважину в общий коллектор. Считываешь показания со счетчика. Таким образом у тебя есть объем добытый скважиной за время замера (разность первого и второго значения снятого с расходомера) и время работы  Делишь добытый объем на время работы (в любых единицах - часы, минуты, да хоть секунды) - получаешь дебит в единицу времени. Потом пересчитываешь полученную цифру в суточный дебит

 3.   Назначение, устройство, принцип работы мультифазного насоса.

Для перекачки многофазных газожидкостных смесей применяются мультифазные насосы.

Отличительной чертой мультифазных насосов являются двухзаходные винты с маленьким ходом, имеющие большое количество шагов в рабочей зоне винта. Множество замкнутых камер позволяет постепенно сжимать газ, что способствует плавной работе при большой степени сжатия. Маленький ход также уменьшает радиальную силу, которая действует на винты.

Винты изготавливаются цельными, с большим внутренним диаметром. Это уменьшает прогиб винтов и позволяет повысить давление насоса.

Принцип работы данного насоса основан на том, что многофазная смесь, поступает в насос с помощью всасывающего патрубка, делится на два потока, заполняя полости между витками винтов. Так как винтовая нарезка выполнена в разных направлениях, смесь, двигаясь вдоль оси насоса к центру, вытесняется в полость нагнетания, повышая давление.

Давление такого насоса может достигать значения 65 кг/с/см2. При этом на входе может быть низкое давление (0,5 кг/с/см2). Повышение давления происходит независимо от скорости вращения винтов и физических свойств перекачиваемой смеси. Это обеспечивает значительные преимущества: простота конструкции, комбинирование рабочих параметров, высокая рабочая надёжность, малая пульсация перекачки, самовсасывание. При применении мультифазных насосов, нет необходимости устанавливать устройства, регулирующие поток нефти.

Главная особенность, которая определяет область применения мультифазных насосов, это способность перекачивания газожидкостных смесей с высоким содержанием газа. Газовая составляющая кратковременно может достигать 100%.

В случаях внезапных изменений условий добычи нефти – притоков жидкости или пиковых повышений давления, применение мультифазных насосов является наиболее экономически выгодным. Оно сильно сокращает объем технологического оборудования. На месторождении не устанавливаются компрессоры, сепараторы, насосы для перекачивания нефти. Весь объем продукции из скважины (смесь воды, нефти, попутного газа) перекачивается по одному трубопроводу. Соответственно исключается факельное сжигание попутного газа. Экологическая нагрузка значительно снижается.

Мультифазные насосы могут применяться для перекачивания нефти в магистральных трубопроводах, и на нефтеперерабатывающих предприятиях в технологических линиях.

двухзаходные винты с маленьким ходом и большим количеством шагов в рабочей длине винта. Это создает большое количество замкнутых камер в рабочих органах насоса, что позволяет постепенно сжимать газ и способствует плавной работе насоса при большой степени сжатия газа. Маленький ход уменьшает также радиальную силу, действующую на винты.

Винты цельные с достаточно большим внутренним диаметром, что позволяет уменьшить прогиб винтов и соответственно повысить давление насоса по сравнению с обычной конструкцией

Давление насоса может достигать 65 кгс/см2. Манометрическое давление на входе может быть очень низким 0,5 кгс/см2 при этом насос может перекачивать газожидкостную смесь с высоким содержанием газа. Фракция газа может кратковременно достигать 100%.

 

Основной принцип работы

Основной принцип работы данного насоса состоит в том, что многофазная смесь, поступающая в насос через всасывающий патрубок, разделяется на два потока и заполняет полость между витками винтов. Благодаря различному направлению винтовой нарезки в правой и левой частях роторов, смесь, движущаяся вдоль оси насоса к середине, вытесняется в нагнетательную полость повышая давление.

Повышение давления осуществляется независимо от скорости вращения насоса и физических свойств многофазной смеси, что предоставляет следующие преимущества:

не требуются никакие компенсирующие устройства или установки, регулирующие течение нефти через насос

насосы самовсасывающие и работают с малой пульсацией

простая конструкция

любая комбинация рабочих параметров

низкая характеристика сдвига

великолепная рабочая надежность и самая широкая возможность применения в системе

Назначение и конструкция:

Мультифазные насосы 2ВВ конструктивно представляют собой объемные двухвинтовые насосы. Рабочие органы - корпус (обойма) и роторы (ведущий и ведомый), расположенные в смежных сквозных расточках корпуса (обоймы). Роторы имеют двухстороннюю винтовую нарезку специальной формы. Жидкость, поступающая в мультифазный насос через всасывающий патрубок, разделяется на два потока и заполняет полость между витками винтов. Благодаря различному направлению винтовой нарезки в правой и левой частях роторов, жидкость, движущаяся вдоль оси насоса к середине, вытесняеться в нагнетательную полость. Вращение в ведущего на ведомый ротор передаеться синхнронизирующими шестернями.

Применение мультифазных (многофазных) насосов позволяет:

 

снизить давление на устье скважины, что позволяет увеличить продуктивность и продлить срок рентабельной эксплуатации месторождения;

значительно сокращает количество технологического оборудования. На месторождении отсутствуют сепараторы, компрессоры, насосы для перекачивания нефти, вся продукция со скважины (смесь нефти, воды, попутного газа) транспортируется по одному трубопроводу;

рациональное использование попутного газа. Исключает факельное сжигание на месторождении. Улучшает экологическую обстановку;

использование мультифазных насосов позволяет вести рентабельную эксплуатацию отдаленных месторождений, эксплуатация которых не выгодна при использовании традиционной технологии.

 

Также мультифазные насосы (многофазные) могут применяться для перекачивания нефти в магистральных трубопроводах, и в технологических линиях на нефтеперерабатывающих предприятиях.

 

 

 

                         

Насос типа Д

Мультифазный насос A3 2ВВ 63/25 - 50/25

В целях повышения эффективности разработки нефтяных месторож­дений, особенно при вводе в эксплуатацию новых залежей, разработан оте­чественный мультифазный насос A3 2ВВ 63/25 - 50/25 и А5 2ВВ 63/25 -50/25 (с укороченными винтами). Оба насоса прошли промысловые испыта­ния и применяются на нефтяных промыслах ОАО "Татнефть".

Мультифазный насос обеспечивает перекачку водонефтяных эмульсий с содержанием газа до 90%. Содержание сероводорода в газе до 2%,
максимальное содержание механических частиц 0,02%, температура перекачиваемой среды от 5 до 80°С.

Насос  работает на базе двухвинтового насоса и оборудован сменными винтами, сменной обоймой из антифрикционного чугуна, торцевыми уплот­нениями. Срок службы насоса до капитального ремонта 1,5 года при непре­рывной 24 час/сут работе.

Области применения мультифазного насоса:

увеличение отбора газожидкостной эмульсии из добывающих скважин за счет снижения давления в промысловой системе сбора;

для перекачивания ГЖС продукции добывающих скважин до объектов подготовки нефти без предварительной сепарации газа, что позволяет отказаться от строительства новых ДНС;

для ликвидации газовых факелов путем транспортировки газа вместе с жидкостью до УКПН с объектов, необустроенных системой газосбора. На рис.29 приведены осредненные зависимости подачи газожидкостной

смеси от давления нагнетания при различных содержания газа насосом A3 2ВВ 65/25.

 

 

   4.   Правила безопасности при работе в траншеях.

Общие требования безопасности

 

2.1. К проведению земляных работ допускаются лица, достигшие 18-летнего возраста, прошедшие медицинский осмотр, соответствующее обучение по профессии, вводный инструктаж, стажировку и инструктаж на рабочем месте, проверку знаний по охране труда.

2.2. Земляные работы в зоне расположения подземных коммуникаций допускаются только по письменному разрешению организации, ответственной за их эксплуатацию. К разрешению должен быть приложен план с указанием трасс и глубин укладки коммуникаций. До начала работ устанавливаются знаки, указывающие расположение коммуникаций.

2.3. Земляные работы в непосредственной близости от подземных коммуникаций должны вестись под наблюдением ответственного лица или мастера и в присутствии представителя организации-владельца действующих коммуникаций.

2.4. Руководители организации, производящей земляные работы с применением специальных машин, обязаны назначать инженерно-технических работников, ответственных за безопасное производство этих работ, из числа лиц, прошедших проверку знаний правил и инструкций по безопасному производству работ с применением данных машин.

2.5. При рытье траншей размещение вынутого грунта, строительных материалов, машин и механизмов, а также передвижение последних вдоль бровки в зоне призмы обрушения грунта запрещается. Расстояние от бровки должно быть в сухих связанных грунтах не менее 0,5 м, в песчаных и увлажненных грунтах - не менее 1 м. В указанной зоне не разрешается установка опор воздушных линий электропередач, связи и т.д.

2.6. При работе людей в траншее должны быть приняты меры против скатывания или падения в нее труб и тяжелых предметов.

 

3. Требования безопасности перед началом работ

 

3.1. Земляные работы можно выполнять только в соответствующей спецодежде и спец. обуви.

3.2. Перед началом работ необходимо убедиться в исправности средств индивидуальной защиты, первичных средств пожаротушения, наличии необходимых знаков безопасности, лестниц и мостков.

3.3. При производстве земляных работ с использованием специальных машин перед их началом надлежит убедиться в исправности машин путём их осмотра.

3.4. До начала работы с применением машин руководитель работ должен определить схему движения и место установки машин, указать способы взаимодействия и сигнализации машиниста (оператора) с рабочим-сигналыциком, обслуживающим машину, определить (при необходимости) место нахождения сигнальщика, а также обеспечить надлежащее освещение рабочей зоны.

3.5. Значение сигналов, подаваемых в процессе работы или передвижения машины, должно быть разъяснено всем лицам, связанным с ее работой. В зоне работы машины должны быть установлены знаки безопасности и предупредительные надписи.

 

4. Требования безопасности во время выполнения работ

 

4.1. Рыть траншеи роторными и траншейными экскаваторами в плотных связанных грунтах допускается с вертикальными стенками без креплений на глубину не более 3 м, при этом не разрешается спуск рабочих в траншеи; где требуется пребывание рабочих, должны устраиваться крепления или откосы.

4.2. Траншеи котлованы глубиной более 3 м должны выполняться с откосами и с применением крепи.

4.3. Рытье котлованов и траншей с вертикальными стенками без креплений в нескальных и незамерзших грунтах выше уровня грунтовых вод и при отсутствии вблизи подземных сооружений допускается на глубину не более:

1м                        - в насыпных, песчаных и крупнообломочных грунтах;

1,25 м                  - в супесях;

1,5 м                   - в суглинках и глинах.

4.4. Рытье котлованов и траншей с откосами без креплений в нескальных грунтах выше уровня грунтовых вод (с учетом капиллярного поднятия) или в грунтах, осушенных с помощью искусственного водопонижения, допускается при глубине выемки и крутизне откосов согласно таблице.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.5. При установке креплений верхняя часть их должна выступать над бровкой выемки не менее чем на 15 см.

4.6. Устанавливать крепления необходимо в направлении сверху вниз по мере разработки выемки на глубину не более 0,5 м. Разборку креплений следует производить в направлении снизу вверх по мере засыпки выемки.

4.7. Конструкция щитов крепления котлованов и траншей с вертикальными стенками должна быть:

а) для грунтов, связанных естественной влажностью, при отсутствии или незначительных перетоках грунтовых вод (при глубине траншеи до 3 м) - с просветами.

б) то же, при глубине от 3 до 5 м - сплошные.

в) для грунтов песчаных и разных повышенной влажности (независимо от глубины) – сплошные.

г) для грунтов всех видов при сильном притоке грунтовых вод и возможном выносе частиц грунта (независимо от глубины) – сплошные (шунтовое ограждение).

4.8. Производство работ в котлованах и траншеях с откосами, подвергшимися увлажнению, разрешается только после тщательного осмотра мастером состояния грунта откосов и обрушения неустойчивого грунта в местах, где обнаружены «козырьки» или трещины (отслоения).

4.9. Перед допуском рабочих в котлованы или траншеи глубиной более 1,3 м должна быть проверена устойчивость откосов или крепления стен.

4.10. Котлованы и траншеи, разработанные в зимнее время, при наступлении оттепели должны быть осмотрены, а по результатам осмотра должны быть приняты меры к обеспечению устойчивости откосов или креплений.

 

4.13. При земляных работах, производимых вручную, выбрасывание грунта из котлованов и траншей ведется с перекидкой по уступам, ширина последних должна быть не менее 0,7 м, а высота - не более 1,5 м. Выброшенная на уступы земля должна немедленно убираться.

4.14. Грунт, выброшенный из котлована или траншеи, размещать на расстоянии не менее 0,5 м от бровки для предупреждения обратного падения земли или камней.

4.15. Вести правильную разработку траншей, котлованов во избежание обвалов, оползней. Запрещается разработка грунта методом подкопа. При случайном образовании козырьков (навесов) грунта или при нахождении на откосах выемки валунов, камней и т.д. уйти из опасной, после чего козырьки, валуны и камни обрушить сверху.

4.16. Для спуска в котлованы и широкие траншеи устанавливать стремянки шириной не менее 0,75 м с перилами, а для спуска в узкие места траншеи - приставные лестницы. Запрещается спуск в траншеи по распоркам креплений.

4.17. Котлованы и траншеи на территории, где происходит движение людей и транспорта, огораживать. На ограждениях выставлять предупредительные знаки.

4.18. Для перехода через канавы, траншеи устраивать мостки шириной 0,7 м с прочно установленными перилами высотой не менее 1 м.

4.19. Не отдыхать у подошв откосов разрабатываемых выработок.

4.20. Перемещение, установка и работа машин вблизи выемок (котлованов, траншей, канав и т. п.) с неукрепленными откосами разрешается только за пределами призмы обрушения грунта на расстоянии, установленном таблицей.

4.21. При эксплуатации машин должны быть приняты меры, предупреждающие их опрокидывание или самопроизвольное перемещение под действием ветра или при наличии уклона местности.

4.22. При работе одноковшового экскаватора запрещается находиться людям в радиусе, превышающем длину стрелы экскаватора менее чем на 5 м, а так же между экскаватором и отвалами грунта, под стрелой и ковшом на дне траншеи.

4.23. Погрузка грунта на автосамосвалы должна производиться со стороны заднего или бокового борта.

4.24. При разработке выемок в грунте экскаватором с прямой лопатой высоту забоя следует определять с таким расчетом, чтобы в процессе работы не образовывались «козырьки» из грунта.

6. Требования безопасности по окончании работ

 

6.1. По окончании работ необходимо принять меры по:

- предотвращению падения людей в траншеи, котлованы;

- самопроизвольному движению спецтехники.

 

 

   5.   Правила выполнения реанимационных мероприятий.

Искусственная вентиляция легких

Если после проведения перечисленных манипуляций дыхание не восстановилось, следует быстро начинать искусственную вентиляцию легких (ИВЛ).

Ни в коем случае нельзя начинать искусственную вентиляцию легких, не освободив дыхательные пути!

ИВЛ может быть обеспечена способом “изо рта в рот”, а также простейшими аппаратами типа Амбу, и с помощью аппаратов для автоматической ИВЛ.

Техника выполненя ИВЛ методом “изо рта в рот”. Для этого ноздри пораженного зажимают пальцами, делают глубокий вдох и через платок, накинутый на его рот, осуществляют выдох в рот пораженного. Затем рот пораженного освобождается и происходит пассивный выдох. Необходимо следить за грудной клеткой, если она расширяется, то вдох осуществлен правильно.

 Если при вдыхании происходит вздутие в области желудка, значит, воздух попадает туда, и следует вновь заняться обеспечением проходимости дыхательных путей. Интервал между отдельными дыхательными циклами составляет 5 секунд, 12 - 18 вдуваний в минуту. Чаще вдувать воздух не надо. Этот метод восстановления дыхания высокоэффективен, однако он очень утомителен и гигиенически не удобен для спасателя. Поэтому целесообразно использовать различные инструменты и приспособления, например, упомянутый выше воздуховод. Можно использовать ручной способ ИВЛ с помощью саморасправляющихся мешков типа Амбу (ручной респиратор). В этом случае на нос и рот плотно накладывают маску.

Сжимая мешок, производят вдох, выдох происходит через клапан мешка самостоятельно, и продолжительность выдоха в два раза дольше вдоха.

При полном восстановлении дыхания пораженного переводят при возможности в устойчивое боковое положение .

В том случае, если после 5 вдуваний  воздуха дыхание не восстанавливается, необходимо прощупать пульс.  При  отсутствии пульса, а также при нарастании синюшности кожи и видимых слизистых оболочек, расширении зрачков, приступают к восстановлению сердечной деятельности путем закрытого (непрямого) массажа сердца (ЗМС).

  Закрытый массаж сердца

 

Закрытый массаж сердца всегда должен проводиться одновременно с ИВЛ.

Чтобы закрытый массаж сердца был максимально эффективен, и чтобы не повредить органы грудной клетки, важно правильно определить точку нажатия. Для этого, с легким нажимом, указательным пальцем руки проведите линию от пупка к грудине.

В том месте, где Вы почувствуете пружинящее сопротивление мечевидного отростка, положите три пальца поперек на грудную кость. Область нажима находится в нижней трети грудины на три поперечных пальца выше мечевидного отростка грудины. Сначала можно попытаться восстановить сердечную деятельность отрывистым ударом по грудине в найденной области. Так называемый перикардиальный удар иногда позволяет запустить  сердце, остановившееся в результате того или иного стресса.

Но это не заменяет закрытый массаж сердца. Удар не следует проводить более двух раз. Если после перикардиального удара пульс не появится,  необходимо приступить к ЗМС, а если пульс появился, продолжайте ИВЛ.

Выбираем место нажатия и располагаясь сбоку от пораженного, помещаем ладони рук на выбранный участок.

Пальцы не должны прикасаться к грудной клетке. Усилием всего тела, с помощью рук, толчкообразно надавливаем на грудину, чтобы она продавливалась на 3-5 см. В положении максимального прогиба ее нужно сдерживать чуть меньше секунды. Важно, чтобы нажатия осуществлялись строго перпендикулярно грудине, чтобы не повредить ребра. Если нажимать на ребра, они могут сломаться и повредить легкие, печень или селезенку. Осуществляя нажатие, не сгибайте свои руки в локтях. Когда прекращаете нажим, ладони не отрывайте от грудины. Надавливать на грудину нужно не силой рук, а тяжестью тела. Это сохраняет Ваши силы при оказании помощи. Частота нажатий на грудину в 1 минуту составляет 60 у взрослых и достигает до 120 у детей в зависимости от возраста.

У детей сила нажатия на грудину и место приложения силы варьируют в зависимости от возраста ребенка: у детей грудного возраста массаж производят ладонными поверхностями первых пальцев, а у подростков - одной рукой.

Ноги пораженного можно приподнять, чтобы обеспечить больший доступ крови к жизненно важным органам.

 

БИЛЕТ № 25

   1.   Резервуары и емкости, их назначение, обвязка.

Для  хранения нефти, газа и нефтепродуктов на нефтеперерабатывающих заводах применяется огромное число емкостей, сосредотачиваемых в резервуарных парках. Зависимо  от предназначения хранимого продукта различают сырьевые, промежные и товарные  резервуарные парки. Сырьевые и товарные парки сооружают обособленно, вдалеке  от технологических установок, промышленных и бытовых построек. Парк резервуаров  промежных товаров располагают поблизости тех установок, в каких эти продукты  употребляются.

 

Почти  всегда сырая нефть хранится в больших подземных либо полуподземных железобетонных резервуарах с внутренней железной облицовкой и без нее. В  таковых же резервуарах хранят готовые светлые нефтепродукты. Главные достоинства  подземных железобетонных резервуаров состоят в экономии сплава, в уменьшении  утрат сырья вследствие испарения легких фракций от деяния солнечных лучей,  также в противопожарных и маскировочных свойствах.

 

Железные емкости, обычно, размещены над землей, что обеспечивает простоту их эксплуатации. Число и размер устанавливаемых емкостей определяют с учетом дневной производительности завода по сырью и по каждому продукту, числа сразу хранимых нефтепродуктов, также норм длительности хранения сырья и нефтепродуктов. Надобный размер сырьевых резервуаров устанавливают из расчета 5-7-суточного припаса сырья; для резервуаров промежуточных товаров предусматривается 16-48-часовой припас; емкость резервуаров товарного парка обязана обеспечить

15-20-суточное хранение готовой продукции. Для  экономии производственных площадей, материала, трудовых издержек при монтаже и  эксплуатации проектируют возможно наименьшее число емкостей за счет роста  размера каждой емкости. Размеры избранных емкостей должны быть согласованы с  надлежащими нормалями, в каких указаны полный и нужный объемы, внутренний  поперечник, наибольшие рабочие давления и температура, наибольшая высота налива  и остальные данные.

 

Конструкция  емкостей определяется обилием причин, однако основными являются хим.

и  физические характеристики, также давление и температура находящихся в их

жидкостей и газов.

Сжиженные  газы (пропан, бутан и др.) и легкие фракции бензина хранят в горизонтальных  либо вертикальных цилиндрических пустотелых аппаратах, устанавливаемых на  фундаментах либо постаментах. В таковых же емкостях, нередкоименуемых  монжусами, хранят химически активные вещества; в данном случае внутренние  поверхности аппарата покрывают противокоррозионной облицовкой.

Горизонтальные  емкости поперечником наиболее 1,4 м снутри у люка пичкают

стремянкой для  спуска людей. Они должны быть оборудованы также измерительными,

регулирующими и  предохранительными устройствами, предотвращающими превышение

давления,  температуры и высоты наполнения выше допустимых значений.

Надлежащие лестницы и  площадки обеспечивают открытый доступ обслуживающего

персонала к арматуре, измерительным,  контрольным устройствам и

предохранительным устройствам. Для предохранения от  нагрева солнечными лучами

емкости окрашивают снаружи в белоснежный цвет, а в  случае необходимости со­здают

теневую защиту.

ЦИЛИНДРИЧЕСКИЕ  ВЕРТИКАЛЬНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ

 

Цилиндрические  вертикальные резервуары - более распространенный тип емкостей

для хранения  нефтепродуктов. Они занимают меньше площади, чем горизонтальные,

требуют  меньше сплава на изготовка, комфортны в эксплуатации, разрешают обычным

методом  замерять количество содержащейся в их жидкости.

Размер эксплуатируемых в  текущее время вертикальных цилиндрических резервуаров

составляет от 25 до 100  000 м

 

Для  предотвращения осыпания песка из-под утора вокруг основания резервуара

устраивают бетонную либо каменную стену (кольцо) шириной 0,25-0,3 м.

В  российской индустрии до недавнишнего времени (а за рубежом и на данный момент)

резервуары изготовляли способом полистовой сборки. По этому способу весь  резервуар

изготовляют в промышленных критериях в виде отдельных заготовок:  свальцованных

листов с обработанными иод сварку кромками - для цилиндрического  корпуса;

выкроенных и купированных под сварку листов - для днища и крыши.

В  промышленных критериях изготовляют также несущие фермы, лестницы, площадки

и  т. п. Сборку резервуара создают на месте его установки, для этого за ранее

подготавливают основание иод днище.

 

Настилаемые  на основание листы днища резервуара сваривают встык либо внахлестку

(поначалу  сваривают поперечные швы,, потом продольные).

Сварку создают автоматом либо  вручную обратноступенчатым методом в направлении

от центра днища к его  периферии. Все листы днища, кроме периферийных, схожего

размера (1500X6000  мм). Периферийные листы раскраивают так, чтоб обеспечить

круглую форму днища.    Корпус  резервуара собирают по поясам, которые составляют из

заготовок-свальцованных  листов. Сварку отдельных листов и поясов вместе создают

встык либо внахлестку  так, чтоб вертикальные (меридиональные) швы не совпадали, а

рас­полагались  вразбежку.

 

Размеры  вертикальных цилиндрических резервуаров определяют из условия более

экономной  высоты его, т. е. той высоты, при которой при данном объеме расход сплава

на  изготовление мал.

Для  того, чтоб давление либо вакуум в резервуаре не превышали допустимого

значения, его пичкают особенными устройствами, регулирующими выброс газов,

создающих давление, также поступление из атмосферы (либо специальной газовой

полосы) воздуха либо газов, предотвращающих образование вакуума. В практике

эксплуатации резервуаров это принято именовать «дыханием».

Различают «большое  дыхание» - вытеснение паров нефтепродуктов из газового места

резервуаров при  наливе нефтепродуктов - и «малое дыхание» - выход паров

нефтепродуктов из  резервуара при повышении температуры (к примеру, деньком)

либо, наоборот,  вход воздуха (газов) при снижении температуры (к примеру, ночкой).

 

Утраты  нефтепродуктов от малых и огромных дыханий очень существенны, потому

нужно  биться с этими потерями. Более действенными методами борьбы являются:

создание  газоуравнительной обвязки нескольких резервуаров; абсорбционная система

«дыхания» резервуаров; сооружение резервуаров с «дышащей», либо «плавающей»,

крышей; сооружение резервуаров каплевидной либо шаровой формы.

 

В  обыденных критериях более отлично применение резервуаров с «плавающей»

крышей.  Время от времени может оказаться действенным включение таковых

резервуаров в  газоуравнительную систему с целью сокращения их числа в

резервуарном парке.

 

Резервуар  с плавающей крышей представляет собой обыденный вертикальный

цилиндрический  резервуар со стенами, сваренными встык, снутри которого на

поверхности продукта  плавает метал­лический диск - понтон, обеспечивающий

всепостоянство размера над  жидкостью.

Плавучесть диска обеспечивается либо созданием его с двойной стеной  (двухдечный)

либо установкой на специально сделанные, не достаточно  металлоемкие понтоны. В

большинстве государств для больших резервуаров более  распространена однодечная

крыша с понтоном по ее периметру.

Для обеспечения  жесткости плавающие крыши огромных поперечников снабжают в

круговом  направлении опорами коробчатого сечения.

 

Понтон  составляет приблизительно 20-25% площади крыши. Он выполнен в виде кольца

по  периметру крыши либо отдельными секциями пирамидального сечения. Для

предотвращения разрушения крыши под действием вакуума, который может образоваться в резервуаре при полном сливе продукта, на нем устанавливают вакуумные  клапаны,

обеспечивающие доступ воздуха.

 

Ежели  резервуар не обеспечен стационарной крышей, закрывающей плавающую, то

воду с  плавающей крыши отводят дренажными системами при помощи шлангов либо по

железным трубам с шарнирами, обеспечивающими мелкие камешки во всех положениях

понтона.

Плавающую крышу резервуаров инспектируют на плавучесть при условии  аварийного

затопления 2-ух смежных отсеков понтона и неисправности дренажной  системы.

Зазор  меж краями диска и стеной резервуара по всему периметру герметизируют при

помощи специального уплотнения. Уплотнения бывают механические (твердые) и

мягенькие (эластичные).

Для обычной работы уплотнения нужно, чтоб внутренние  стены корпуса резервуара

были может быть наиболее гладкими, без выступающих  валиков сварных швов.

 

Механические  затворы по конструкции разнообразны и сложны в изготовлении, потому

их  используют лишь тогда, когда мягкие затворы использовать нельзя из-за малой

стойкости их в среде продукта.

Мягенькие  (эластичные) затворы изготовляют из прорезиненной ткани,

пенополиуретана и  остальных эластичных и стойких к данным средам материалов.

Используют  губчатые, жидкостные и воз­душные затворы.

В губчатых затворах уплотнение  обеспечивается за счет упругости губчатого

материала, постоянно прижатого к  стенке резервуара; в жидкостном затворе

мягенький мешок с жидкостью  прижимается к стенам за счет веса данной воды, в

воздушных затворах - за счет  упругих параметров воздуха.

Как  показала практика, применение резервуаров с плавающей крышей дозволяет

понизить  утраты нефти и нефтепродуктов от «малых дыханий» на 80-80%, а от

«больших» - на  90-95% по сопоставлению с потерями в типовых резервуарах. Благодаря

этому  издержки на устройство понтонов окупаются в маленький срок.

 

КАПЛЕВИДНЫЕ  РЕЗЕРВУАРЫ

Для  хранения нефтепродуктов, характеризующихся высочайшим давлением паров (до

0,2  МН/м2), может быть применение каплевидных резервуаров, нареченных так из-за

наружной формы, напоминаю­щей форму капли воды на несмачиваемой плоскости.

Форма оболочки каплевидного резервуара обеспечивает однообразное напряжение

растяжения  во всех кольцевых и меридиональных сечениях, что является основой

экономичности конструкции. Но изготовка таковых резервуаров трудно, потому они  не

получают широкого распространения.

   

2.   Назначение и устройство турбинного расходомера типа «НОРД».

 

 

Предназначен для измерения объема количества жидкости.

Конструктивно турбинный расходомер (рис) состоит из корпуса 1, внутри которого размещается турбинка2, посаженная на ось З. Турбинка вместе с осью вращаются на подшипниках 4.Применяются подшипники качения или скольжения. Расходомеры типа НОРД, выполненные на подшипниках качения, предназначены для измерения потоков товарной нефти с вязкостью до ЗОсСт, а выполненные на подшипниках скольжения - для измерения потоков сырой нефти с вязкостью до ЗООсСт. Для повышения надежности и точности работы расходомера в его конструкции применены обтекатель 5 и направляющие аппараты 7. снаружи корпуса турбины укреплена фланцевая втулка 6 с резьбовым гнездом для установки магнитоиндукционного датчика.

Принцип работы: поток жидкости воздействуя на лопасти турбины сообщает ей вращательное движение. При этом на магнитном поле индукционной катушки электродатчика пересекаются лопастями катушки, наводятся пульсирующий ток. Электронный блок производит пересчет электросигналов, приводит их в стандартные единицы объема и выдает их в систему телемеханики.

   3.   Назначение и устройство сальника СУСГ-2.         В 22 билете 2 вопрос

   4.   Обслуживание установок дозированной подачи реагентов.

Установки дозирования предназначены для химической обработки продукции нефтяных и газовых скважин в системах сбора, транспорта и подготовки нефти и газа. Используются на кустовых площадках, площадках дожимных насосных станций и установках комплексной подготовки нефти, газа и воды. 

Обязанности дежурного оператора: Управление электрооборудованием, установленным в технологическом помещении блока (обогреватели помещения и реагента, освещение, вентилятор, насосы), контроль давления на линии нагнетания, температуры и уровня реагента в емкости производится со шкафа управления, находящегося в операторной.

Ежемесячно проверять состояние дозировочной емкости, трубопроводов, дозировочного насоса (нет ли шума, нагрева)

Сделать соответствующие записи в вахтовом журнале.

Подробно расскажите диспетчеру о состоянии и работе узла подачи деэмульгатора, об изменениях, произошедших за смену, о распоряжениях, полученных от руководителя участка.

Проверить спецодежду на наличие следов загрязнения реагентом.

Снять спецодежду, уложить в специально отведенное место.

Вымыть руки с мылом.

В насосной установке дозирования ингибитора расположен датчик сигнализатора, который подает сигнал в операторную о загазованности в помещении выше нормы. Снаружи бокса на панели установлен пост сигнализации, подающий предупредительные звуковой и световой сигналы о загазованности в помещении выше нормы. 

 

   5.   Порядок обучения и проверки знаний на предприятии

СПЕЦИАЛЬНОЕ ОБУЧЕНИЕ И ПРОВЕРКА ЗНАНИЙ РАБОЧИХ

 

4.1. В отдельных отраслях, связанных с работами, к которым предъявляются дополнительные (повышенные) требования безопасности труда, проходят дополнительное специальное обучение безопасности труда с учетом этих требований.

4.2. Перечень работ и профессий, по которым проводят обучение, а также порядок, форму, периодичность и продолжительность обучения устанавливают с учетом отраслевой нормативно-технической документации руководители предприятий по согласованию с профсоюзным комитетом, исходя из характера профессии, вида работ, специфики производства и условий труда.

4.3. Обучение осуществляют по программам, разработанным с учетом отраслевых типовых программ и утвержденным руководителем (главным инженером) предприятия по согласованию с отделом (бюро, инженером) охраны труда и профсоюзным комитетом.

4.4. После обучения экзаменационная комиссия проводит проверку теоретических знаний и практических навыков.

Результаты проверки знаний оформляют протоколом (приложение 1) и фиксируют в личной карточке прохождения обучения, если она применяется (приложение 2).

Рабочему, успешно прошедшему проверку знаний, выдают удостоверение на право самостоятельной работы.

4.5. Рабочие, связанные с выполнением работ или обслуживанием объектов (установок, оборудования) повышенной опасности, а также объектов, подконтрольных органам государственного надзора, должны проходить периодическую проверку знаний по безопасности труда в сроки, установленные соответствующими правилами.

Перечень профессий рабочих, работа по которым требует прохождения проверки знаний, и состав экзаменационной комиссии утверждает руководитель (главный инженер) предприятия, учебного заведения по согласованию с профсоюзным комитетом.

Проведение проверки знаний рабочих по безопасности труда оформляют протоколом.

4.6. При получении рабочим неудовлетворительной оценки повторную проверку знаний назначают не позднее одного месяца. До повторной проверки он к самостоятельной работе не допускается.

4.7. Перед очередной проверкой знаний на предприятиях организуют занятия, лекции, семинары, консультации по вопросам охраны труда.

4.8. Все рабочие, имеющие перерыв в работе по данному виду работ, должности, профессии более трех лет, а при работе с повышенной опасностью - более одного года, должны пройти обучение по безопасности труда до начала самостоятельной работы.

 

ОБУЧЕНИЕ И ПРОВЕРКА ЗНАНИЙ РУКОВОДИТЕЛЕЙ И СПЕЦИАЛИСТОВ

 

5.1. Руководители и специалисты народного хозяйства, вновь поступившие на предприятие (кооператив), должны пройти вводный инструктаж.

5.2. Вновь поступивший на работу руководитель и специалист, кроме вводного инструктажа, должен быть ознакомлен вышестоящим должностным лицом:

с состоянием условий труда и производственной обстановкой на вверенном ему объекте, участке;

с состоянием средств защиты рабочих от воздействия опасных и вредных производственных факторов;

с производственным травматизмом и профзаболеваемостью;

с необходимыми мероприятиями по улучшению условий и охране труда, а также с руководящими материалами и должностными обязанностями по охране труда.

Не позднее одного месяца со дня вступления в должность они проходят проверку знаний. Результаты проверки оформляют протоколом.

5.3. Руководители и специалисты предприятий, учебных заведений, связанные с организацией и проведением работы непосредственно на производственных участках, а также осуществляющие контроль и технический надзор, подвергаются периодической проверке знаний по безопасности труда не реже одного раза в три года, если эти сроки не противоречат установленным специальными правилами требованиям.

Руководители предприятий, учебных заведений (директора, главные инженеры и их заместители), главные специалисты, а также работники отдела (бюро, инженер) охраны труда проходят периодическую проверку знаний в порядке, установленном вышестоящей организацией.

Проверку знаний у руководителей и специалистов кооперативов, арендных коллективов, малых и других самостоятельных предприятий проводят в комиссиях, организуемых областными (городскими) комитетами отраслевых профсоюзов.

5.4. Перед очередной проверкой знаний руководителей и специалистов организуют семинары, лекции, беседы, консультации по вопросам охраны труда в соответствии с программами, разработанными на предприятии, в учебном заведении, и утвержденными его руководителем (главным инженером).

5.5. Для проверки знаний руководителей и специалистов приказом по предприятию, учебному заведению по согласованию с профсоюзным комитетом создают постоянно действующие экзаменационные комиссии.

5.6. В состав комиссий включают работников отделов (бюро, инженера) охраны труда, главных специалистов (механик, энергетик, технолог), представителей профсоюзного комитета. Для участия в работе комиссий в необходимых случаях приглашают представителей органов государственного надзора, технической инспекции труда.

Конкретный состав, порядок и форму работы экзаменационных комиссий определяют руководители предприятий, учебных заведений.

5.7. В работе комиссии принимают участие лица, прошедшие проверку знаний.

5.8. Результаты проверки знаний руководителей и специалистов оформляют протоколом (приложение 1).

5.9. Работники, получившие неудовлетворительную оценку, в срок не более одного месяца должны повторно пройти проверку знаний в комиссии.

5.10. Внеочередную проверку знаний руководителей и специалистов проводят:

1) при вводе в действие новых или переработанных нормативных документов по охране труда;

2) при вводе в эксплуатацию нового оборудования или внедрении новых технологических процессов;

3) при переводе работника на другие место работы или назначении его на другую должность, требующую дополнительных знаний по охране труда;

4) по требованию органов государственного надзора, технической инспекции труда профсоюзов, вышестоящих хозяйственных органов.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

  

3) Добыча трудноизвлекаемых запасов нефти (далее по тексту ТИЗ) сегодня является одной из актуальных задач нефтедобывающей промышленности. К ТИЗ относятся, в основном, тяжелые и высоковязкие нефти (вязкость выше 50 мм2/с). Их запасы значительно превышают запасы легкой и маловязкой нефти. Запасы ТИЗ - это 55 % от общего объема нефтяных запасов России. И Волго-Уральский регион - не исключение. Так, в Татарии доля тяжелой нефти превышает 35%, в Пермской области - 58%, а в Удмуртии - 83%.

К ТИЗ относятся и природные битумы. Битумы - это сверхтяжелые нефти, плотностью более 1000 кг/куб. м при вязкости свыше 10 000 мПа-с, окисленные высоковязкие нефти жидкой, полужидкой и твердой консистенции с высоким содержанием серы, асфальтенов, смол, парафинов. Битумы отличаются большим содержанием металлов: ванадия, никеля, молибдена, - и значительно меньшим содержанием легких бензиновых фракций. Освоение битумов достаточно перспективно: на их основе производятся энергоносители, лаки, краски, полимеры.

Промышленное освоение битумных месторождений, расположенных на небольших глубинах - от 30 до 300 метров - начиналось с использования карьерных и шахтных методов добычи, которые требовали больших энергозатрат и отрицательно сказывались на экологии. С 70-х годов ХХ века начал внедряться метод внутрипластового горения с использованием термогазовых генераторов. А с 90-х годов широкое распространение получила канадская технология добычи: получение нефти через две скважины с помощью разогрева пластов перегретым паром. В это же время успешно отрабатывались методы бурения горизонтальных скважин с двумя устьями и подачи горячего пара в пласты. Таким образом, первые стадии разработки нефтяных месторождений: разведка, бурение, разогрев битумов до жидкого состояния успешно реализованы, что доказывает перспективность и экономическую целесообразность добычи природных битумов скважинным способом.

Следующая необходимая задача разработки таких месторождений - насосная добыча нефти, транспортировка нефти к пунктам сбора и подготовки, переработка с целью получения конечных продуктов.
Анализ современных существующих конструкций скважинного насосного оборудования, а также опыт эксплуатации скважинных насосов выявляет ряд серьезных проблем и недостатков при добыче этими насосами высоковязкой нефти.

Во-первых: невозможность насосной добычи штанговыми насосами, как винтовыми, так и плунжерными, вследствие малого радиуса кривизны скважин и наличия горизонтального участка.

Во-вторых: ограниченные возможности добычи погружными электроцентробежными и электровинтовыми насосами. Эксплуатация скважин электроцентробежными насосами, как правило, возможна лишь в периодическом режиме, вследствие малого суточного дебита скважины и невозможности стабильного регулирования производительности насоса в диапазоне малых подач - до 25м3 жидкости /сутки, что ведет к простою оборудования, осложнению повторных запусков, засорению насоса твердыми частицами. К тому же ЭЦН установки не являются мультифазными, а добыча высоковязкой жидкости с большим содержанием твердой фазы приводит к быстрому износу оборудования, резкому падению рабочих характеристик насоса, частым срывам подачи. Другим недостатком ЭЦН-установок является и ограниченная возможность работы в горизонтальном положении, вследствие эффекта всплытия рабочего колеса центробежной ступени, что ведет к сложному запуску и выводу установки в рабочий режим. Двухвинтовые погружные электронасосы (ЭВН) эффективнее ЭЦН установок, ввиду их способности перекачивать вязкие среды и возможности обеспечивать небольшой суточный дебит от 2 до 25м3 жидкости /сутки, но они весьма чувствительны к наличию твердых частиц, которые быстро изнашивают рабочие элементы насоса - винты и статор. Одновинтовые (шнекоэксценриковые) насосы требуют применения либо надежного малогабаритного редуктора в составе установки, либо применения вентильного погружного электродвигателя для обеспечения низких скоростей вращения - до 300 об/минуту. Однако наличие статора из эластомеров (резины или полиуретана) существенно ограничивает работу по температурным параметрам и содержанию твердых фракций в перекачиваемой жидкости.

Основные современные технические тенденции в развитии насосов для добычи битумной нефти - применение диафрагменных насосов и шнуровых насосов имеют ряд недостатков. В конструкции диафрагменных насосов присутствуют распределительные клапаны, шнуровые насосы низко производительны и требуют разработки нестандартного устьевого оборудования.

Технология добычи высоковязкой нефти, предлагаемая фирмой «А-Маш» заключается в применении мультифазных роторно-пластинчатых насосов. В их конструкции используются современные сверхтвердые материалы (в том числе созданные на основе нанотехнологий). Конструктивно роторно-пластинчатые насосы - это насосы объемного типа без распределительных клапанов. Простая и надежная конструкция пластинчато-роторного насоса двукратного действия доработана с учетом требований нефтедобычи: высокая износоустойчивость, отсутствие в конструкции застойных зон, распределенная нагрузка на вал и на рабочие элементы за счет использования принципа многоступенчатости. Уникальность данных насосов в том, что всех пары трения и рабочие элементы выполняются исключительно из твердых сплавов, созданных на основе карбидов вольфрама и кобальта, титана, а в особых случаях - из искусственных алмазных композиций, с твердостью до 94 единиц по шкале HRC. Разработанные нашей компанией мультифазные насосы успешно используются в нефтехимической промышленности (герметичные высокотемпературные насосы), а также для добычи артезианской воды (погружные скважинные насосы). Компанией разрабатываются и испытываются мультифазные насосы для добычи высоковязкой нефти с принудительным движением рабочих пластин, с возможностью регулирования подачи от нуля до номинального значения.

Таким образом, использование износоустойчивых роторно-пластинчатых насосов открывает широкие возможности для дальнейшей разработки и эксплуатации месторождений ТИЗ.

4) 1. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

1.1. Настоящая Инструкция разработана как дополнение к действующей нормативно-технической и руководящей документации.

1.2. Требования настоящей Инструкции обязательны для предприятий и организаций, деятельность которых связана с бурением, испытанием нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин и эксплуатацией объектов добычи, сбора, подготовки, транспорта и хранения нефти, газа и газового конденсата на месторождениях с содержанием сероводорода более 6 % (объемных), а также для проектно-конструкторских и других организаций, выполняющих работы для указанных целей.

1.3. К работам на производственных объектах, где возможна загазованность воздуха выше ПДК (в аварийных ситуациях), допускаются лица не моложе 18 лет, не имеющие медицинских противопоказаний для работы в изолирующих противогазах или дыхательных аппаратах и прошедшие соответствующее обучение, инструктаж и проверку знаний по безопасному ведению работ.

Персонал, непосредственно связанный с выполнением работ в условиях возможного выделения сероводорода в воздух рабочей зоны, должен проходить медицинский осмотр при приеме на работу и периодические осмотры в соответствии с нормами, установленными Министерством здравоохранения СССР.

1.4. Работники независимо от стажа работы, квалификации и характера выполняемых ими работ не реже одного раза в год должны проходить обучение и проверку знаний по утвержденной главным инженером предприятия программе, включающей следующие основные вопросы:

опасные и вредные производственные факторы, физико-химические свойства и действие на человека сероводорода (приложение 1);

СКЗ, СИЗ и предохранительные приспособления, их назначение, устройство и правила использования;

организация, средства (приборы) и методы контроля воздуха рабочей зоны в помещениях и на наружных установках;

меры предупреждения аварий и несчастных случаев;

меры безопасности и обязанности работников при возникновении аварийной ситуации;

ПЛА;

сигнальные цвета и знаки безопасности, сигналы аварийного оповещения;

имеющиеся средства связи и порядок вызова руководителя, персонала противофонтанных военизированных частей (ПФВЧ) или военизированных горноспасательных частей (ВГСЧ), пожарной охраны и скорой медицинской помощи;

приемы и методы оказания доврачебной помощи пострадавшим (приложение 2).

Обучение должно проводиться, как правило, с отрывом от производства при участии ПФВЧ или ВГСЧ.

1.5. Привлекаемый к работам на газоопасных объектах персонал сторонних организаций должен пройти обучение и проверку знаний в объеме, утвержденном главным инженером предприятия-заказчика, с учетом места, вида, длительности работ и требований, изложенных в п. 1.4.

1.6. Не допускается пребывание на газоопасных объектах лиц, не прошедших инструктажа и без СИЗОД.

1.7. В ПЛА должны быть определены места сбора и пути эвакуации персонала, подъездные пути, порядок и периодичность контроля за состоянием воздушной среды, места нахождения СЗР и аварийных средств, меры безопасности и обязанности работников при аварийной ситуации, список лиц и организаций (с указанием номеров телефонов и других средств сообщения и вызова), которые должны быть немедленно извещены об аварии, и порядок их оповещения.

С ПЛА и сигналами тревоги должен быть ознакомлен под роспись весь производственный персонал. ПЛА или его оперативная часть должна постоянно находиться в операторной, вагоне-домике (культбудке).

1.8. Не реже одного раза в месяц в соответствии с графиком, утвержденным главным инженером предприятия по согласованию с ПФВЧ или ВГСЧ, на объектах должны проводиться учебно-тренировочные занятия с обслуживающим персоналом для отработки безопасных приемов работы, правильных приемов использования СИЗОД и действий при возникновении и ликвидации аварийной ситуации в соответствии с ПЛА.

1.9. При работе в изолирующих противогазах или дыхательных аппаратах необходимо применять систему простых и понятных сигналов для общения работающих (приложение 3).

1.10. Перед началом смены (работ) старший по вахте (руководитель или ответственный исполнитель работ) должен ознакомить работников с метеорологическими условиями и направлением выхода из опасной зоны в аварийной ситуации и своевременно оповещать об изменениях направления ветра.

1.11. Работы в условиях возможного выделения и скопления в воздухе рабочей зоны сероводорода должны проводиться не менее чем двумя исполнителями, один из которых должен страховать другого. Работу в колодце должна выполнять бригада в составе не менее трех человек (одного работающего и двух страхующих - дублеров).

При выдаче задания группе рабочих один из них назначается старшим группы, ответственным за определение порядка взаимостраховки и за безопасное выполнение задания.

1.12. При работах в условиях возможного выделения сероводорода руководитель работ должен вести учет всех присутствующих людей.

1.13. Бригады, вахты, работающие в СЗЗ, должны быть обеспечены надежной двухсторонней телефонной или радиосвязью (с постоянным вызовом) с диспетчером предприятия, а работающие непосредственно на газоопасном объекте - дополнительной независимой связью с дежурным ПФВЧ или ВГСЧ и транспортным средством для эвакуации. Для разведочных площадей возможность обеспечения независимой связью с ПФВЧ или ВГСЧ определяется техническим проектом на строительство скважины.

1.14. Бригады, вахты, работающие на газоопасном объекте и в его СЗЗ, должны быть обеспечены приборами контроля концентрации сероводорода в воздухе и средствами для оказания первой доврачебной помощи пострадавшим (приложение 4). Каждый член бригады, вахты должен быть обеспечен изолирующим противогазом.

1.15. Отбор проб продукции должен проводиться с использованием штатных пробоотборных устройств в предусмотренных проектом местах. При этом работники должны быть в изолирующих противогазах.

Отбор проб сероводородсодержащих сред открытой струей запрещается.

1.16. При обнаружении сероводорода в воздухе рабочей зоны выше ПДК необходимо немедленно:

1.16.1. Надеть изолирующий противогаз.

1.16.2. Оповестить руководителя работ (объекта) и находящихся в опасной зоне людей.

1.16.3. Принять первоочередные меры по ликвидации загазованности в соответствии с ПЛА до прибытия ПФВЧ и ВГСЧ. Лицам, не связанным с принятием первоочередных мер, следует покинуть опасную зону и направиться в место сбора, установленное планом эвакуации.

Руководитель работ (объекта) или ответственный исполнитель должен подать сигнал тревоги и оповестить представителей ПФВЧ и ВГСЧ.

Дальнейшие работы по ликвидации аварии проводятся ПФВЧ и ВГСЧ с привлечением бригады, вахты, других рабочих и инженерно-технических работников по указанию руководителя работ по ликвидации аварии.

1.17. Работа при аварийных ситуациях в условиях выделения сероводорода должна выполняться в спецодежде, обеспечивающей защиту от сероводорода, или в изолирующих костюмах типа ЗКА.

1.18. Помещение для хранения спецодежды должно иметь вентиляцию и состоять из двух смежных комнат: первая - для снятия и хранения спецодежды, вторая - для снятия противогаза и хранения личной одежды.

1.19. Работы, связанные с возможностью возникновения открытого фонтана (вскрытие продуктивного пласта, перфорация скважины, вызов притока, гидродинамические исследования и др.), должны проводиться под руководством ответственного ИТР в присутствии представителя ПФВЧ или ВГСЧ.

Необходимость присутствия при выполнении этих работ представителей медсанчасти, пожарной охраны и выставления пожарных постов определяется главным инженером предприятия по согласованию с пожарной охраной и медсанчастью.

1.20. В целях оперативной ликвидации возможных аварий и обеспечения защиты людей при разведке и разработке месторождения должен быть разработан, утвержден в установленном порядке и введен в действие «План совместных действий предприятий (организаций), осуществляющих строительство объектов месторождения, ПФВЧ, ВГСЧ и местных административных органов по ликвидации аварийных ситуаций, защите и эвакуации работающих, населения и транзитных пассажиров».

1.21. Руководящие работники, специалисты, служащие, рабочие предприятий и организаций по бурению скважин, добыче, подготовке, транспортировке и хранению нефти, газа и газового конденсата, содержащих сероводород, по проведению строительных, ремонтных, пусконаладочных работ, а также другие работники, находящиеся на период работы на этих объектах, а также в СЗЗ, обязаны выполнять Устав о дисциплине работников предприятий и организаций, занятых освоением газовых и нефтяных месторождений с высоким содержанием сероводорода (Постановление Совета Министров СССР от 30 сентября 1987 г. № 1216).

Требования к производственным объектам и помещениям

1.22. Промплощадка, а также производственные помещения не должны иметь подвалов, заглублений и незасыпанных траншей и каналов, кроме вызванных технологической необходимостью и предусмотренных проектом.

1.23. Производственные объекты и помещения необходимо располагать с наветренной стороны (по розе ветров) по отношению к источнику возможного выделения сероводорода.

1.24. Расстояние от устья скважины до буровых насосов должно быть не менее 30 м. Помещение насосной должно быть отделено от открытых участков циркуляционной системы сплошной переборкой (стеной).

1.25. Геофизическое оборудование (лаборатории, подъемник), установка для исследования скважины с приводом лебедки от двигателя автомобиля должны устанавливаться на расстоянии не менее 25 м от устья скважины.

1.26. Расположение зданий должно исключать образование замкнутых и полузамкнутых дворов. Основные выходы из зданий должны быть направлены в сторону, противоположную от оборудования и установок.

1.27. На территории промплощадок должны быть установлены хорошо видимые устройства для определения направления ветра (конус, флюгер и др.). В темное время устройства необходимо освещать. Число, типы и места установки этих устройств определяются проектом.

На объекте необходимо также предусмотреть наличие указателя сторон света.

1.28. Соединения трубопроводов должны быть сварные. Фланцевые соединения допускается применять в местах установки арматуры и приборов с расположением их преимущественно вблизи опор.

1.29. В помещениях операторной и вагона-домика (культбудки) должны быть вывешены:

технологическая схема (мнемосхема) расположения оборудования и трубопроводов с указанием на них КИПиА, предохранительных, запорных регулировочных устройств, схема установки датчиков сероводорода и расположение точек контроля воздушной среды;

схема объекта с указанием расположения аварийных складов, островков газовой безопасности, пожарного инвентаря, СЭР, основных и запасных маршрутов движения людей и транспорта, преимущественных направлений распространения и мест скопления сероводорода в воздухе в аварийной ситуации, средств связи и оповещения;

схема оповещения с указанием номеров телефонов ПФВЧ, ВГСЧ, пожарной охраны и медсанчасти; оперативная часть ПЛА.

1.30. Производственные объекты, газоопасные места и прилегающая к ним территория (в том числе подъездные пути), а также трассы действующих газо-, нефте- и конденсатопроводов должны быть обеспечены необходимыми знаками безопасности и надписями.

1.31. Запрещается выпуск сероводородсодержащего газа в атмосферу без сжигания или нейтрализации.

1.32. Сброс газа от рабочего и резервного предохранительных клапанов аппаратов и емкостей должен производиться в факельную систему.

1.33. Запрещается слив жидкостей, содержащих сероводород, в открытую систему канализации без нейтрализации.

1.34. Производственные помещения, где возможен розлив жидкости, содержащей сероводород, должны быть оборудованы устройствами для смыва ее большим количеством воды и отвода в закрытую систему канализации.

1.35. Вахтовый поселок должен располагаться за пределами СЗЗ на расстоянии, устанавливаемом проектом обустройства месторождения по согласованию с органами Минздрава СССР.

1.36. Помещения для приготовления и приема пищи, отдыха свободной от работы вахты размещаются на расстоянии не менее 200 м от устья скважины.

1.37. Месторождения с высоким содержанием сероводорода можно застраивать только объектами, связанными с его разработкой. Перечень временных и постоянных объектов для строительства в пределах месторождения определяется проектом и согласовывается с органами Госгортехнадзора СССР.

1.38. Помещения буровых установок должны быть оборудованы вытяжной вентиляцией, включаемой от датчиков на сероводород при достижении ПДК. График оснащения помещений буровых установок вентиляционным оборудованием согласовывается с местными органами Госгортехнадзора СССР.

1.39. В помещениях с периодическим пребыванием обслуживающего персонала должны быть газосигнализаторы и вентиляционные установки с ручным включением с наружной стороны помещения.

Требования к оборудованию и механизмам

1.40. Применяемые на объектах бурения, добычи, сбора, подготовки и транспортировки нефти и газа оборудование, приборы, запорная арматура, контактирующие с сероводородом, углекислым газом и другими вредными веществами, должны иметь паспорт завода-изготовителя (фирмы-поставщика), удостоверяющий возможность их использования в этой среде при установленных проектом параметрах.

1.41. Внутрискважинное оборудование, технологические аппараты, обсадные трубы, трубопроводы и другое оборудование, используемое в коррозионно-агрессивной среде с парциальным давлением сероводорода более 0,0003 МПа, должны быть стойкими к сульфидному растрескиванию. Данное требование не отменяет ингибиторной защиты.

1.42. Технологическое оборудование (сепарационное и насосное оборудование, емкости) должно быть оснащено приборами контроля, регулирования процессов, а также системой блокировок, устройствами для отбора проб, штуцерами для ввода ингибиторов коррозии. Контроль за работой технологического оборудования должен осуществляться в соответствии с технологическим регламентом.

1.43. Емкость (резервуар) для жидкости, содержащей сероводород, должна быть оборудована сигнализатором верхнего предельного уровня, устройством для дистанционного замера уровня жидкости и нижним пробоотборником.

1.44. Для защиты от коррозии технологического оборудования и трубопроводов систем добычи, сбора, подготовки и транспортировки нефти, газа и конденсата, эксплуатационной и лифтовой колонн, внутрискважинного и другого оборудования, эксплуатируемого в условиях воздействия сероводорода, должны применяться ингибиторы коррозии, специальные покрытия и технологические методы уменьшения коррозионной активности продукции.

1.45. Манифольд противовыбросового оборудования, бурильные трубы, лифтовые трубы, трубопроводы, находившиеся ранее в контакте с сероводородом, перед их повторным использованием должны быть очищены от всяких отложений продуктов коррозии, подвергнуты дефектоскопии, опрессованы.

1.46. Ремонт оборудования, его узлов и деталей, эксплуатировавшихся в условиях воздействия сероводорода, должен производиться после их нейтрализации, промывки (пропаривания).

1.47. Проверку на герметичность промежуточной колонны и противовыбросового оборудования необходимо производить в присутствии представителя ПФВЧ, а эксплуатационной колонны и фонтанной арматуры - в присутствии ПФВЧ и заказчика с последующим оформлением акта.

1.48. Уровень взрывозащиты электрооборудования технологических установок (насосных, компрессорных и др.), а также буровых установок и установок по ремонту скважин, размещенных во взрывоопасных зонах, должен соответствовать классу взрывоопасной зоны и категории и группе взрывоопасной смеси. Применение оборудования обычного класса в каждом конкретном случае допускается с разрешения Госгортехнадзора СССР.

1.49. Соответствие качества труб обсадных и лифтовых колонн техническим условиям, гарантирующим их стойкость к сульфидному растрескиванию под напряжением, должно подтверждаться сертификатом. Проверка образцов труб на соответствие сертификату по химическому составу и другим показателям качества стали производится в лабораторных условиях по специальной методике.

1.50. Хранение, транспортировка, подготовка к эксплуатации обсадных, насосно-компрессорных, бурильных, ведущих труб и элементов трубных колонн должны производиться в соответствии с нормативно-технической документацией и рекомендациями поставщиков.

1.51. Контроль за изменением толщины стенок наземного оборудования и труб необходимо проводить специальными приборами. Места и периодичность контроля определяются технологическим регламентом.

1.52. Контроль коррозионного состояния оборудования и труб должен осуществляться несколькими методами (не менее двух), дополняющими друг друга:

установкой контрольных образцов;

по датчикам скорости коррозии;

по узлам контроля коррозии;

по водородным зондам;

ультразвуковой и магнитной толщинометрией;

по содержанию ионов железа в продукции.

Требования к проектам на строительство скважин, обустройство и разработку нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений

1.53. В техническом задании на проектирование в числе других параметров должно указываться содержание сероводорода в пластовом флюиде месторождения.

1.54. В проекте разработки месторождения должны быть дополнительно приведены:

краткий анализ фактического содержания сероводорода в отдельных скважинах;

требования к ингибиторной защите оборудования и труб;

мероприятия по предупреждению возникновения нефтяных и газовых фонтанов.

1.55. В случае обнаружения в пластовом флюиде первой разведочной скважины высокого содержания сероводорода дальнейшее углубление ее и бурение следующих разведочных скважин на этой площади разрешаются только после установления СЗЗ.

1.56. До разработки проекта обустройства месторождения генеральным проектировщиком совместно со специализированными научно-исследовательскими институтами должны быть определены и утверждены Минздравом СССР и Госстроем СССР размеры СЗЗ.

1.57. Проект обустройства месторождения должен иметь раздел «Охрана труда, обеспечение газовой и пожарной безопасности при строительстве и эксплуатации производственных объектов», содержащий основные организационные, технические решения по обеспечению газо- и пожаробезопасности промышленно-производственного персонала и населения, проживающего в зоне возможной загазованности при аварийных ситуациях.

1.58. В проекте обустройства месторождения должны быть указаны места расположения островков газовой безопасности, средств коллективной защиты работающих и населения, станций контроля загазованности окружающей среды, постов газовой безопасности, ветровых конусов, контрольно-пропускных пунктов.

1.59. В проектных документах должны приводиться мероприятия по охране недр и окружающей среды.

На основании проекта обустройства месторождения руководство объединения должно обеспечить разработку плана мероприятий по охране окружающей среды в пределах всего месторождения и согласовать его с контролирующими организациями и исполкомом местных Советов народных депутатов.

1.60. В технических проектах на строительство скважин дополнительно должны быть указаны:

прочность обсадных, лифтовых колонн, обеспечивающая возможность закрытия (герметизации) устья при открытом фонтанировании;

методы и периодичность проверки износа и контроля коррозионного состояния бурильных, ведущих, насосно-компрессорных труб и элементов трубных колонн;

типы колонных головок, методы их испытания и монтажа (без применения сварных соединений);

типы нейтрализаторов, методы и технология нейтрализации сероводорода в буровом растворе, а также расход реагентов для этих целей на весь процесс бурения скважин;

методы контроля содержания сероводорода и реагента-нейтрализатора в буровом растворе;

условия дополнительной обработки бурового раствора реагентом-нейтрализатором;

методы и средства проветривания рабочей зоны площадки буровой, подвышенного пространства и помещений буровой, включая помещения насосного блока и очистки бурового раствора;

мероприятия по защите людей и окружающей среды в процессе бурения, испытания и освоения скважины;

методы и средства контроля содержания сероводорода в воздухе рабочей зоны;

технология отделения газа из бурового раствора с последующим отводом на сжигание;

технология установки аварийного цементного моста;

типы ингибиторов, их потребный объем;

мероприятия по предупреждению и раннему обнаружению нефтегазоводопроявлений;

порядок сбора и хранения жидких продуктов в закрытых емкостях до нейтрализации и дальнейшей утилизации;

метод контроля заполнения скважины при подъеме инструмента;

метод контроля вытесненного из скважины раствора при спуске инструмента;

тампонажные смеси, стойкие к действию сероводорода и отвечающие геолого-техническим условиям, для цементирования обсадных колонн.

1.61. Технический проект на строительство разведочной скважины и типовой проект на строительство эксплуатационных скважин должны быть согласованы с ПФВЧ.

1.62. На период вскрытия пластов, содержащих сероводород, а также при ПРС и КРС необходимо оборудовать передвижной склад (вагон-домик, автофургон) для хранения запаса газозащитных и спасательных средств, инструментов, медикаментов, который должен быть расположен на расстоянии 65-70 м от устья скважины с наветренной стороны (по розе ветров).

1.63. Захоронение пирофорных отложений, шлама и керна в целях исключения возможности загорания или отравления людей должно производиться согласно проекту и по согласованию с органами санитарного надзора, бассейновой инспекции, службы охраны природы и пожарной охраны.

1.64. Обследование подводной части переходов газо-, нефте- и конденсатопроводов должно производиться не реже одного раза в год силами водолазной службы. Наружный осмотр водного зеркала в створе перехода газонефтеконденсатопроводов и ниже по течению следует производить по графику, утвержденному руководством предприятия, с отметкой в журнале осмотра трассы.

Контроль воздушной среды

1.65. На установках, в помещениях и на промплощадках, где возможно выделение в воздух рабочей зоны сероводорода (буровая установка, добывающая скважина, АГЗУ, промысловые манифольды и установки подготовки нефти и газа и др.), должен осуществляться контроль воздушной среды автоматическими стационарными газосигнализаторами, а также периодический в местах возможного скопления сероводорода переносными газосигнализаторами или газоанализаторами (приложение 5).

1.66. Места установки датчиков стационарных газосигнализаторов должны быть определены проектом обустройства месторождения с учетом плотности газов, параметров применяемого оборудования, его размещения и рекомендаций поставщиков.

На буровых установках датчики должны быть установлены у ротора, в начале желобной системы, у вибросит, в насосном помещении (2 шт.), у приемных емкостей (2 шт.) и в культбудке.

1.67. Стационарные газосигнализаторы должны иметь звуковой и световой сигналы с выходом на диспетчерский пункт (пульт управления) и по месту установки датчиков, проходить проверку перед монтажом, а также государственную проверку в процессе эксплуатации в установленные сроки.

1.68. Контроль за состоянием воздушной среды на территории промысловых объектов должен быть автоматическим с выводом показателей датчиков на диспетчерский пункт, ВГСЧ или ПФВЧ.

1.69. Замеры концентрации сероводорода на объекте переносными газосигнализаторами или газоанализаторами должны производиться специально обученными работниками по графику, утвержденному главным инженером предприятия, а в аварийных ситуациях - ПФВЧ или ВГСЧ. Результаты замеров должны заноситься в «Журнал контроля воздушной среды» (приложение 6). После ликвидации аварийной ситуации необходимо дополнительно провести анализ воздуха в местах возможного скопления сероводорода.

1.70. Контроль воздушной среды в населенном пункте должен осуществляться в стационарных точках и передвижными лабораториями согласно графику, утвержденному главным инженером предприятия.

Результаты анализов должны заноситься:

в журнал регистрации анализов;

в карту отбора проб (фиксируются необходимые данные отбора проб: место, процесс, направление и сила ветра; метеорологические условия и др.).

5) 4.5.2 Требования к оградительным устройствам и площадкам

4.5.2.1 Кривошипно-шатунный механизм штангонасосного привода должен иметь ограждение на всю зону вращения кривошипа.

При установке ограждения на расстояние 350 мм и более от кривошипно-шатунного механизма оно может быть выполнено в виде перил, а на расстояние менее 350 мм должно быть сплошным или сетчатым в металлической оправе. Высота перильного ограждения - не менее 1,2 м; высота сетчатого ограждения - не менее 1,8 м.

4.5.2.2 Ведущий шкив клиноременной передачи должен иметь сплошное легкосъемное ограждение.

4.5.2.3 Над канатным шкивом безбалансирного станка должен быть установлен кожух, при этом зазор между кожухом и ребордой канатного шкива должен быть не более 0,3 диаметра каната.

4.5.3 Приводы штангонасосных установок следует оснащать лестницами для обслуживания узлов, находящихся на высоте 0,75 м и выше над уровнем рамы.

Лестницы-стремянки должны быть шириной не менее 0,4 м и в верхней части должны снабжаться предохранительной дугой радиусом 0,3; 0,4 м.

 

 

 

 

11.1. Наземное оборудование.

 

Фонтанная арматура.

Фонтанная арматура предназначена для герметизации устья, контроля и регулирования режима эксплуатации скважин (эксплуатационных и нагнетательных). Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки.

Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке и предназначается для подвески одной или нескольких колонн НКТ и герметизации на устье межтрубных пространств. Трубная головка должна обеспечивать проход жидкости или газа в межтрубные пространства,а также контроль давления в них и выполнения необходимых исследований скважины.Колонны подъемных труб подвешивают к трубной головке на резьбе либо на муфте; в первом случае, при однорядной конструкции лифта трубы подшивают на стволовой катушке; при двухрядной конструкции внутренний ряд - на стволовой катушке, а наружный - на тройнике трубной головки.

Фонтанная арматура выполняет несколько функций, главные из которых: - удержание на весу колонны НКТ, спущенной в скважину, а при двухрядном подъемнике — двух колонн;

- герметизация затрубного пространства и их взаимная изоляция;

- обеспечение возможности регулирования режима работы скважины в заданных пределах,непрерывности ее работы и исследования скважины путем измерения параметров ее работы как внутри самой скважины, так и на поверхности.

Подземное оборудование.

При добыче нефти трубы применяются для крепления стволов скважин и для образования каналов внутри скважин, подвески оборудования в скважине, прокладки трубопроводов по территории промысла. Типы применяемых труб весьма разнообразны, но можно выделить три основные группы: 1)насосно-компрессорные трубы; 2) обсадные и бурильные трубы; 3) трубы для нефтепромысловых коммуникаций.

1.2.1. Насосно-компрессорные трубы.

Из насосно-компрессорных труб (НКТ) составляются колонны, спускаемые в скважину. Колонны НКТ служат в основном для следующих целей:

§ подъема на поверхность отбираемой из пласта жидкости, смеси жидкости и газа или одного газа;

§ подачи в скважину жидкости или газа (осуществления технологических процессов, интенсификации добычи или подземного ремонта);

§ подвески в скважине оборудования.

1.2.2. Пакеры

Пакеры при эксплуатации устанавливаются обычно в обсаженной части скважины и спускают их на колонне подъемных труб. В соответствии с назначением для обеспечения надежной работы к пакерам предъявляются следующие основные требования:

· пакер должен выдерживать максимальный перепад давлений, действующий на него в экстремальных условиях, называемый «рабочим давлением»;

· пакер должен иметь наружный диаметр, обеспечивающий оптимальный зазор между ним и стенкой эксплуатационной колонны труб, с которой он должен создать после посадки герметичное соединение.

2Искусственные методы воздействия на нефтяные пласты и призабойную зону Для повышения эффективности естественных режимов работы залежи применяются различные искусственные методы воздействия иа нефтяные пласты и призабойную зону.
Методы поддержания пластового давления Искусственное поддержание пластового давления достигается методами законтурного, приконтурного и виутрикоитурного заводнения, а также закачкой газа в газовую шапку пласта.
Метод законтурного заводнения (рис. 7.7) применяют при разработке сравнительно небольших по размерам залеясей. Он заключается в закачке воды в пласт через нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности иа расстоянии 100 м и более.Метод внутриконтурного заводнения (рис. 7.8) применяется для интенсификации разработки нефтяной залежи, занимающей значительную площадь. Сущность этого метода заключается в искусственном «разрезании» месторождения на отдельные участки, для каждого из которых осуществляется нечто подобное законтурному заводнению.

3Счетчик жидкости кольцевой РИНГ применяется для измерения объема жидкости или газожидкостной смеси, в том числе высоковязкой.

Назначение

• Измерение объёма жидкости или газожидкостной смеси
• Измерение объёма растворов различных веществ, особенно высоковязких

Область применения

• Нефтедобывающая промышленность: на устье добывающей скважины, на узлах оперативного контроля
• Все отрасли промышленности: для контроля и регулирования технологических процессов В том числе - взрывоопасные зоны помещений и наружных установок согласно ГОСТ Р 51330.13-99 (МЭК 60079-14-96), гл. 7.3 ПУЭ и другим нормативным документам, регламентирующим применение электрооборудования во взрывоопасных зонах.

Измеряемое вещество

• Газожидкостная смесь, поступающая из скважин, на объектах добычи нефти и узлах оперативного контроля учета нефти
• Растворы различных веществ, в том числе высоковязкие

Состав

• Преобразователь расхода счетчика кольцевого;
• Вычислитель «ВМКС-2». Параметрический ряд счетчиков кольцевых «РИНГ» РИНГ-2,5-4,0; РИНГ-5,0-4,0; РИНГ-15-4,0;

Принцип работы счетчика кольцевого «РИНГ» 1 - входной патрубок; 2 - корпус преобразователя; 3 - блок измерительный; 4 - поршень; 5 - выходной патрубок; 6 - магнитоуправляемый датчик. Рабочая среда поступает через входной патрубок 1 корпуса преобразователя 2 в блок измерительный 3. Под действием жидкости поршень 4 совершает сложное периодическое движение. В результате за каждый период кольцевой поршень отсекает нормированный объем жидкости и вытесняет его в трубопровод через выходной патрубок 5.Преобразование числа оборотов кольцевого поршня в электрические импульсы осуществляется с помощью магнитоуправляемого датчика 6.Особенности счетчика. Является счетчиком объёмного типа; Пригоден для измерения рабочих сред с широким диапазоном вязкости; Свободный газ (в составе рабочей среды) увеличивает показания счетчика. Поэтому рекомендуется устанавливать перед преобразователем расхода газосепаратор или использовать измерительную систему «БАРС», в состав которой входит преобразователь расхода «РИНГ»; Критичен к механическим примесям, поэтому рекомендуется устанавливать перед преобразователем расхода фильтр (фильтр «РУБЕЖ») с тонкостью фильтрации не более 1,0 мм.

4Укрупненный алгоритм моделирования разливов нефти на суше зжно представить как такую последовательность действий, эстроение динамической оси русла с использованием цифровой местности. Последовательное построение сечений, привя-шх к динамической оси формирующегося потока и дискретному вмени. Последовательное определение возможных расходов жидкости для каждого шага в дискретном времени, с учетом рассеивания арением и убыли за счет фильтрации в грунт. Определение уровня жидкости в сечениях и границ ее растекания в плоскостях сечений использованием цифровой модели местности. Соединение граничащих точек, очерчивающих русло потока. В процессе моделирования оператору предоставляется возможность выбора: сделать единичный порыв или серию юдовательных порывов с некоторой периодичностью, эимер, с интервалом 100 м вдоль трубопровода. Зонирование территории по степени опасности загрязнения территории вдоль трассы нефтепровода: нефтепровод, ощутимая степень опасности загрязнения, средняя, высокая, очень высокая. При моделировании распространения загрязнений от серии порывов встречается ситуация, когда в пределы одной площадки (так называемой чувствительной зоны) загрязнение попадает от нескольких порывов. Если распределение точек порыва вдоль трубопровода равномерно, то число попаданий нефти в выбранную ячейку может быть использовано, как характеристика чувствительности ячейки к авариям на трубопроводе. На основе этой характеристики может быть построена карта зонирования территории, прилегающей к трассе трубопровода, по степени загрязнения.

5При термических ожогах кожи (кроме ограниченных ожогов I степени) следует вызвать врача или немедленно доставить пострадавшего в ближайшее лечебное учреждение.До оказания медицинской помощи необходимо осторожно, не допуская травмирования, обнажить обожженный участок и закрыть его сухой асептической повязкой. С обожженного участка нельзя снимать прилипшие остатки обгоревшей одежды и вообще как-либо очищать его. Обработка ожогов мазями или наложение компрессов производится только квалифицированными медицинскими работниками.

Сильная боль — одна из главных причин ухудшения общего состояния пострадавшего в первые часы после ожога. Для снятия боли следует применять любые доступные обезболивающие средства: амидопирин (0,5 г), анальгин (0,5—1 г), ацетилсалициловую кислоту (0,5—1 г.). Рекомендуется также прием димедрола (0.1 г) или супрастина (0.025 г). Действенным средством обезболивания при ожогах служит применение сухого холода (лед, снег, холодная вода в пузыре или полиэтиленовом мешочке) поверх повязки. Охлаждение одновременно уменьшает отек и воспалительные процессы в обожженных тканях.При ожогах II и III степени не следует смачивать обожженные участки холодной водой. В рамках оказания первой помощи не допускается также промывание тяжелых ожогов этиловым спиртом, перекисью водорода или другими средствами, смазывание мазями, жирами и маслами, присыпание питьевой содой, крахмалом и т. д.