Обязанности оператора по добыче при осмотре фонда скважин.

Билет 1

Состав и свойства нефти

Нефть и газ представляют собой сложную природную смесь углеводородов различного строения с примесями неуглеродных компонентов. Смеси углеводородов, которые как в пластовых так и в поверхностных условиях находятся в жидком состоянии называют нефтью.

Физико-химические свойства нефти и ее товарные качества определяются составом. Состав нефти классифицируют на элементарный и фракционный.

Свойства нефти: плотность, вязкость, газосодержание (газовый фактор), давление насыщения нефти газом, сжимаемость нефти и ее усадка, поверхностное натяжение, объемный коэффициент, температура вспышки, температура кристаллизации парафина и т.д.

Важнейшим свойством нефти является давление насыщения нефти газом, при котором определенный объем газа находится в растворенном состоянии в нефти.

Усадка нефти характеризует разницу между объемом пластовой и дегазированной нефти, отнесенную к объему нефти в пластовых условиях.

Вязкость- свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению ее частиц при движении.

Коэффициент сжимаемости нефти – показатель изменения единицы объема пластовой нефти при изменении давления на 0,1 Мпа.

Обязанности оператора по добыче при осмотре фонда скважин.

Совершая обход скважин в процессе работы. Оператор обязан следить за исправностью обслуживаемого им оборудования, устранять обнаруженные неисправности, а при невозможности – сообщить об этом мастеру.

По прибытии на скважину оператор ЦДНГ производит внешний осмотр нефтяного оборудования (герметичность фонтанной арматуры), установку стоек под кабель, проверяет общее состояние куста и режим работы установки (отмечает показания приборов в СУ: нагрузка и напряжение, производит замер дебита, динамического уровня, давления затрубного).

Оператор ЦДНГ производит замеры следующих параметров работы установки:

дебита скважины;

буферного, затрубного и линейного давлений;

рабочего тока;

динамического уровня;

сопротивления изоляции;

через 1 сутки - после вывода на стабильный режим (контрольный замер);

Принцип действия ШГН

Разработано и применяется много типов насосов: ШГН, ЭЦН, ЭВНТ, ГПН, ЭДН, ГИН и т.д.

Отличительная особенность ШГНУ состоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг. ШГНУ включает оборудование:

наземное (станок-качалку, редуктор, электродвигатель, блок управления скважиной);

устьевое;

подземное (НКТ, насосные штанги, штанговый глубинный насос и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

ШГН предназначены для откачивания из скважин жидкостей с температурой не более 130 градусов , обводненностью не более 99% по объему, вязкостью до 0,3 Па*с, содержанием механических примесей до 350мг/л, свободного газа на приеме не более 25%.

Штанговый насос состоит из цельного неподвижного цилиндра, подвижного плунжера, всасывающего и нагнетательных клапанов, замка (для вставных насосов), присоединительных и установочных деталей.

Трубопровод

Трубопроводы на промысле классифицируются :

по виду перекачиваемого продукта – нефте-, газо-, нефтегазо-, водо- и паропроводы, а также канализационные трубы;

по назначению – самотечные, напорные и смешанные;

по рабочему давлению – низкого(до 0,6 МПа), среднего(до 1,6 МПа), высокого(свыше 1,6МПа) давления;

по способу прокладки – подземные, надземные и подводные;

по функции – выкидные(от устьев скважин до АГЗУ), сборные коллекторы( принимающие продукцию от нескольких трубопроводов) и товарные(транспортирующие товарную продукцию);

На месторождениях наиболее распространены трубопроводы диаметром от 114 до500 мм.

При монтаже некоторых узлов применяют фланцевые соединения.

Все промысловые трубопроводы подразделяются на 4 категории в зависимости от назначения, рабочего давления, газового фактора, скорости коррозии.

Вводный инструктаж по безопасности труда

проводят со всеми вновь принимаемыми на работу независимо от их образования, стажа работы.

Первичный инструктаж на рабочем месте проводят до начала производственной деятельности со всеми вновь принятыми на предприятие.

Внеплановый инструктаж проводится:

при введении в действие новых или изменении законодательных или иных нормативных правовых актов;

при изменении технологических процессов, замене или модернизации оборудования, приспособлений, инструмента и других факторов, влияющих на безопасность труда;

при нарушении работниками требований охраны труда;

по требованию должностных лиц органов государственного надзора и контроля;

при перерывах в работе (для работ с вредными и (или) опасными условиями – более 30 календарных дней, а для остальных работ – более двух месяцев);

- по решению работодателя (или уполномоченного им лица).

Целевой инструктаж проводится при выполнении разовых работ, при ликвидации последствий аварий, стихийных бедствий и работ, на которые оформляется наряд-допуск, разрешение или другие специальные документы, а также при проведении в организации массовых мероприятий.

Билет 2

Нефтяные газы и их свойства

Газы, добываемые из нефтегазовых залежей вместе с нефтью, называют нефтяными газами. Они представляют собой смесь углеводородов - метана, пропана, бутана, пектана и др.

Относительная плотность, под которой понимают отклонение массы объема данного газа к массе такого же объема воздуха при нормальных условиях.

В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких (метан, этан) или тяжелых (пропан и выше) углеводородов газы разделяются на

сухие- природный газ, который не содержит тяжелых углеводородов или содержит их в незначительных количествах.

Жирные- газ, содержащий тяжелые углеводороды в таких количествах, когда из него целесообразно получать сжиженные газы или газовые бензины.

Коэффициент растворимости газа (газовый фактор) показывает, сколько газа растворяется в единице объема жидкости. Давление, при котором из нефти начинают выделяться первые пузырьки растворенного газа, называют давлением насыщения пластовой нефти. Наибольшая температура, при которой газ не переходит в жидкое состояние, как бы, велико не было давление, называется критической температурой.

Понятия о конструкции скважин

Число спущенных в скважину обсадных колонн и их размеры, а также диаметры ствола под каждую колонну в совокупности с интервалами их цементирования определяют понятие конструкции скважин. В целом конструкция ствола скважины представлена в зависимости от геологических и технологических факторов несколькими концентрически спущенными на различную глубину колоннами обсадных труб:

Прямоточные задвижки

Задвижки типа ЗМ – 65х21 с ручным приводом состоит из следующих составных частей:

корпуса, шлицевой гайки, шпинделя, крышки подшипников, ходовой гайки, маховика, упорных шароподшипников, сальникового узла, шибера, седел, тарельчатых пружин и нагнетательного клапана.

Принцип работы задвижки состоит в том, что при вращении маховика возвратно-поступательное движение через шпиндель передается однопластинчатому шиберу, который открывает или закрывает проходное отверстие задвижки. Во избежание эрозионного и коррозионнного износа не допускается работа задвижки в полуоткрытом положении затвора.

Билет 3

Назначение скважин.

Скважиной называется цилиндрическая горная выработка в земной коре, имеющая при малом поперечном сечении весьма значительную длину и предназначенная для извлечения полезных ископаемых на поверхность.

Начало скважины (на поверхности) называют устьем, ее конец- забоем. Все полое пространство от устья до забоя называется стволом.

Скважины могут быть вертикальными или наклонно-направленными. В отдельных случаях бурят горизонтальные скважины.

По назначению скважины делятся:

1) поисковые - для поисков новых залежей

2) разведочные - для изучения геологического строения и свойств продуктивных пластов с целью получения информации, необходимой для установления площадных размеров залежей и подсчетов запасов в них полезных ископаемых, а также для проектирования систем разработки

3) добывающие (эксплуатационные) – для извлечения из недр нефти и газа.

4) нагнетательные – для закачки в недра воды, воздуха или газа со специальными целями (поддержание пластового давления)

5) наблюдательные и контрольные – для наблюдения за ходом разработки залежи (для контроля Рпл, положения ВНК, ГНК) при помощи различных приборов, спускаемых в скважину

6) специальные:

а) оценочные – для оценки нефтенасыщенности пластов, уточнения

положения контуров нефтеносности и т.д.

б) водозаборные – для водоснабжения буровых установок и систем

нагнетания воды в продуктивные пласты

в) поглощающие – для сброса сточных вод в глубоко залегающие пласты,

чтобы не загрязнять поверхностные водоемы

г) зажигательные – для образования очагов подземного горения нефти при

использовании тепловых методов разработки

Фонтанный способ добычи нефти

Способ эксплуатации, при котором подъем нефти на поверхность происходит только за счет пластовой энергии, называется фонтанным.

Количество добываемой из скважин жидкости за определенный промежуток времени называется дебитом жидкости скважины. В промысловой практике дебит принято измерять в кубических метрах за сутки.

При фонтанном способе жидкость и газ поднимается по стволу скважины от забоя на поверхность только под действием пластовой энергии, которой обладает нефтяной пласт. Фонтанный способ наиболее экономичен, и как естественный, его применяют на вновь открытых , энергетически не истощенных месторождениях.

Если скважины не могут фонтанировать, то их переводят на один из механизированных способов добычи нефти: газлифтный или насосный с расходованием дополнительной, искусственно вводимой в скважину энергии. При газлифтном способе добычи нефти, в скважину для подъема нефти на поверхность подают ( или закачивают с помощью компрессоров) сжатый газ, т.е. подают энергию расширения сжатого газа.

- артезианское фонтанирование: Рзаб >Рнас; Руст.> Рнас

- газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в стволе скважины: Рзаб> Рнас, Руст< Рнас.

- газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в пласте : Рзаб < Рнас,

Руст < Рнас.

Основные узлы установки УЭЦН

Основные характеристики работы УЭЦН- его подача (м³/сут)и развиваемый напор (давление) при этой подаче. Напор насоса принято измерять в метрах водного столба. Его величина характеризует высоту на которую жидкость может быть поднята данным насосом.

Установка погружного центробежного насоса состоит из погружного агрегата 1,2,9, спускаемого в скважину на насосно-компрессорных трубах 4, кабеля 3, арматуры устья 6, станции управления 7 и автотрансформатора 8.

5. Газоопасными работами являются работы, связанные с осмотром, чисткой, ремонтом, разгерметизацией технологического оборудования, коммуникаций, работы внутри емкостей (аппараты, сушильные барабаны, сушильные печи, реакторы

Газоопасные работы с участием человека должны проводится, когда они не могут быть механизированы, автоматизированы или проведены без непосредственного участия людей.

На проведение газоопасных работ оформляется наряд-допуск, предусматриваемый разработку и последующее осуществление комплекса мероприятий по подготовке и безопасному проведению работ.

Газоопасные работы, выполняемые по наряду-допуску, как правило, должны выполняться в дневное время.

Контроль за организацией газоопасных работ на предприятии осуществляется газоспасательной службой и службой техники безопасности.

Выполнять газоопасные работы следует бригадой исполнителей в составе не менее двух человек. Члены бригады должны быть обеспечены соответствующими средствами индивидуальной защиты, спецодеждой, спецобувью, инструментом, приспособлениями и вспомогательными материалами.

Билет 4

БИЛЕТ 5

Источники пластовой энергии.

Источниками энергии, обеспечивающей движение жидкостей и газов в продуктивных пластах, является собственная пластовая энергия системы и энергия , подаваемая извне, главным образом путем нагнетания в пласты под высоким давлением жидкостей и газов.

Запас естественной энергии в пласте определяется главным образом его размерами, давлением, под которыми находятся в нем жидкости и газы и частично температурой.

Различают следующие виды пластовой энергии:

Энергия напора краевых и подошвенных вод.

Энергия напора газа, находящегося в газовой шапке.

Энергия расширения выделившегося газа из нефти, первоначально растворенного в ней.

Упругая энергия пород и жидкостей.

Гравитационная энергия (сила тяжести)

БИЛЕТ 6

Требования при приемке скважин из бурения.

Необходимо убедиться в наличии правильности оформления актов на опрессовку эксплуатационной колонны, головки, фонтанной арматуры, коллекторов от скважин до ГЗУ, спуска шаблона согласно плану освоение скважины, промывку на воду и нефть.

Совместно с представителем УБР осмотреть оборудование устья скважины, обращая внимание на соответствие установленных колонной головки и фонтанной арматуры указанным в акте. Перечислить в акте все имеющиеся в наличии задвижки, шпильки, а для фонтанных и нагнетательных скважин указать наличие и состояние лубрикатора, площадки, лестницы. А также:

Площадка куста в радиусе 25 м от устья скважины должна быть очищена от оборудования, металлолома, замазученности и так, чтобы верхняя кромка муфты кондуктора была на уровне земли.

Фонтанная арматура должна быть установлена в одной плоскости.

При приемке механизированных скважин убедиться в наличии и работоспособности не только наземного, но и подземного оборудования,

При приемке нагнетательной скважины в отработку на нефть она должна быть обвязана как по нефти, так и по воде, на фланце водяного коллектора должна быть установлена заглушка.

Шламовые амбары должны быть обвалованы и ограждены.

В течение двух суток необходимо подписать акт приема скважины.

Не подписывать акт приема скважины и передать свои замечания начальнику цеха, если в течение двух суток замечания не будут устранены

Билет 7

Гидрозащита ЭЦН

предотвращает попадание пластовой жидкости в полость ПЭД, компенсирует изменения объема масла во внутренней полости ПЭД и передачи крутящегося момента от вала ПЭД к валу насоса и состоит из протектора, который устанавливается между ЭЦН и ПЭД, и компенсатора, присоединяемого к основанию ПЭД.

Протектор имеет две камеры, заполненные рабочей жидкостью электродвигателя. Камеры разделены эластичным элементом- резиновой диафрагмой с торцевыми уплотнениями. Выравнивание давления в протекторе с давлением в скважине происходит через обратный клапан, расположенный в нижней части протектора.

Компенсатор состоит из камеры, образуемой эластичным элементом- резиновой диафрагмой, заполненной рабочей жидкостью электродвигателя. Полость за диафрагмой сообщается со скважиной отверстиями.

Билет 8

Билет 9

Методы интенсификации притока

Для увеличения суммарного объема добычи нефти из пласта, поддержания темпа добычи и увеличения качества добываемой продукции проводят работы по интенсификации притока. По характеру воздействия на призабойную зону пласта методы делятся на химические, тепловые, механические и комплексные (физико- химические).

Основное назначение- увеличение проницаемости призабойной зоны за счет очистки поровых каналов, образования новых и расширения старых пор, улучшения гидродинамической связи пласта со скважиной.

Химические методы воздействия дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных коллекторах. Их успешно применяют в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные цементирующие вещества. Наибольшее применение среди химических методов имеют солянокислотная обработка (СКО) и глинокислотная обработка (ГКО).

СКО основана на способности соляной кислоты проникать в глубь пласта, растворяя карбонатные породы . В результате на значительном расстоянии от ствола скважин развивается сеть расширенных поровых каналов, что значительно увеличивает

Фильтрационные свойства призабойной зоны пласта и приводит к повышению продуктивности скважин. Применяется 6-20% водный раствор соляной кислоты.

ГКО наиболее эффективна в коллекторах, состоящих из песчаников с глинистым цементом, представляет собой смесь плавиковой и соляной кислоты. При взаимодействии этой смеси с породой растворяются глинистые составляющие и частично кварцевый песок. Смесь содержит водный раствор: 8-10% соляной кислоты и 3-5% плавиковой кислоты.

2. Динамометрирование – измерение нагрузок, испытываемых штангами при эксплуатации глубинно-насосной установки с помощью специальных приборов-динамографов, монтируемых вблизи точки подвески штанг (у верхнего конца полированного штока).

Динамограмма – диаграмма нагрузки на устьевой шток в зависимости от его хода.

Г Б В 1 – Lх плунжера

-1

L х штока

L штока

Цель динамометрирования – определение maх и min нагрузок на головку балансира длины хода штока и плунжера; усилить динамические процессы в колонне штанг; выяснить неполадки и дефекты в работе насоса и установки в целом.

Утечка жидкости в нагнетательной части Утечка жидкости в приемной части

Исследование нефтяных скважин при неустановившихся режимах фильтрации (КВД)

На исследование при установившемся режиме фильтрации используется много времени. Сокращение продолжительности исследований приводит к тому, что фильтрационный поток в пласте ставится неустановившемся.

В скважину спускают глубинный манометр, который регистрирует на бланке изменение давления на забое во времени;

После непродолжительной выдержки на забое его поднимают на поверхность и извлекают бланк записи изменения давления во времени.

Бланк.

Р Р

t Lg t

Для удобства расчета перестраивают в логарифмические координаты. Производят расчет пьезопроводности и гидропроводности – характеристики удаленной зоны пласта.

КВУ – кривая восстановления уровня:

Закрывают скважину (ЭЦН, ШГН) – Нg.

Через равные промежутки времени регистрируют Неm и Рз.

Билет 10

Требования безопасности при динамометрировании

Скважины, оборудованные ШГН, перед проведением исследовательских работ, должны быть остановлены путем отключения кнопкой «СТОП», головка балансира должна находиться в нижнем положении, и зафиксирована тормозом, отключены рубильником от сети, на его ручке вывешен плакат «НЕ ВКЛЮЧАТЬ, РАБОТАЮТ ЛЮДИ».

При наличии расстояния между СУСГом и нижней траверсой канатной подвески менее 20 см, а также при наличии торчащих концов канатной подвески, создающих препятствие для установки датчика, проведение работ по динамометрированию - ЗАПРЕЩАЕТСЯ.

перед динамометрированием необходимо проверить исправность станка- качалки

(надежность тормоза, канатную подвеску, исправность электропусковой аппаратуры)

путем включения и выключения;

для динамометрирования скважины необходимо проверить исправность прибора

(«МИКОН-101-01»);

при установке и снятии датчика следует пользоваться переносными подставками

(площадками);

- при установке датчика , пуске и работе станка- качалки обслуживающий персонал

должен находиться сбоку от головки балансира;

траверсы канатной подвески следует разводить при помощи подъемных винтов

равномерно на необходимую высоту. Не следует допускать одностороннего

подъема верхней траверсы подвески;

перед началом динамометрирования установленный динамограф нужно цепочкой

прикрепить к канатной подвеске;

- при динамометрировании скважины обслуживающий персонал должен находиться с

наветренной стороны;

при динамометрировании скважины автоматизированной, управление скважиной

следует перевести на ручное, предварительно убедившись в исправности

тормозной системы;

скважины, оборудованные ШГН, перед проведением исследовательских работ,

должны быть остановлены путем отключения кнопкой «СТОП», головка балансира

должна находиться в нижнем положении, и зафиксирована тормозом, отключены

рубильником от сети, на его ручке вывешен плакат «НЕ ВКЛЮЧАТЬ, РАБОТАЮТ

ЛЮДИ!»;

повесить навесной датчик на полировочный шток и обнулить его;

дальнейшие действия по настройке прибора, датчика и снятию динамограмм, выполнять согласно инструкции по эксплуатации системы комплексного контроля «МИКОН-101-01»;

запустить станок-качалку в работу;

снять динамограмму.

После работы необходимо:

отключить станок-качалку;

снять датчик, вытащить домкраты;

проверить состояние устья скважины, правильность сочленения канатной подвески с полированным штоком;

- снять тормоз редуктора, произвести запуск станка- качалки в работу.

3. Система сбора и подготовки нефти включает комплекс промысловых технических средств и установок, соединенных трубопроводами.

По характеру движения продукции скважин по трубопроводам системы сбора подразделяют на негерметизированные двухтрубные самотечные системы и на высоконапорные герметизированные системы.

Негерметизированная двухтрубная самотечная система

Нефть и газ разделяются в сепараторах на устье или на групповых пункта сбора и транспортируются раздельно по разным трубопроводам ( двухтрубная) самотеком за счет разности геодезических отметок (рельефа).

		потребителю

Нефть и газ самотеком по нефтесборному трубопроводу поступает в резервуар группового сборного пункта, а из них перекачивается насосами в сырьевые резервуары промыслового парка на центральный сборный пункт и далее насосами на установку подготовки нефти. Газ из трапа (газосепаратора) по газопроводу поступает на прием компрессорной станции и дальше на ГПЗ.

Требования безопасности, предъявляемые к лестницам и площадкам.

Маршевые лестницы должны иметь уклон не более 60 град., ширина лестниц должна быть не менее 65 см, у лестниц для переноса тяжестей - не менее 1м. Расстояние между ступенями по высоте должно быть не более 25 см. С обеих сторон ступени должны иметь боковые планки или бортовую обшивку высотой не менее 15 см, исключающую возможность проскальзывания ног человека. Лестницы с двух сторон должны быть оборудованы перилами высотой 1м.

Рабочие площадки на высоте должны иметь настил, выполненный из металлических листов с поверхностью, исключающей возможность скольжения, или досок толщиной не менее 40 мм. Высота перильных ограждений должна быть не менее 1,25 м. высота нижнего пояса ограждения должна равняться 15 см, промежутки между отдельными поясами должны составлять не более 40 см. Высота сетчатого ограждения движущихся элементов оборудования должна быть не менее 1,8 м. Механизмы высотой менее 1,8 м ограждаются полностью.

Для обеспечения нормальной и безопасной работы площадки и лестницы должны содержаться в исправном состоянии и регулярно очищаться от снега, льда, грязи.

Билет 11

Назначение системы поддержания пластового давления (ППД)

ППД относится кгидродинамическим методам повышения нефтеотдачи и кроме повышения нефтеотдачи, обеспечивает интенсификацию процесса разработки,

Поддерживает или повышаетпластовое давление.

На практике применяются следующие системы заводнения:

Законтурное заводнение –применяют на сравнительно небольших по размерам залежах с литологически однородными коллекторами, с хорошей

проницаемостью в законтурной части. Нагнетательные скважины располагаются на расстоянии 1000- 1200м от внешнего ряда добывающих скважин для однородных, для неоднородных с низкой

проницаемостью 600-700м.

Внутриконтурное заводнение –применяется при разработке значительных по размерам нефтяных залежей. Площадь залежи разрезается рядами

нагнетательных скважин, которые разрабаты-ваются как самостоятельные участки. При закачке воды на линии нагнетатель-ных скважин образуются зоны повышенного Очаги, которые образуются возле нагне-тательных скважин сливаются в валы, передвижение которых можно регулировать.

Блоковое заводнение – залежь разрезают на самостоятельные участки рядами нагнетательных скважин, расположенных перпендикулярно оси структуры (5рядов добывающих скважин, каждый

нагнетательный ряд действует на 2,5 ряда добывающих скважин)

Очаговое заводнение – в сочетании с внутриконтурным заводнением, когда на отдельных участках падает Рnm и сжижаются объемы отбираемой нефти.

Обслуживание и осмотр СК.

Профилактический осмотр наземного оборудования осуществляется 1 раз в три дня. При осмотре работающего СК оператор ЦДНГ должен проверять:

наличие вибрации и необычных шумов – визуально и на слух. Определить, какие из частей СК предположительно являются их источниками. В случае необходимости остановить СК;

уравновешенность по показаниям амперметра. Проводится после выхода скважины на режим и после изменения режима работы скважины ( уравновешенность удовлетворительная, если разность между показаниями амперметра при ходе вверх и вниз не превышает +,- 10% полусуммы двух максимальных значений тока за цикл ). Если СК работает в неуравновешенном режиме, то его останавливают и дают заявку в ПРЦЭО. После остановки СК ( головка в нижнем положении, тормоз затянут ) проверяют :

нагрев электродвигателя, редуктора – на ощупь;

состояние резьбовых соединений – простукиванием;

один раз в 7 дней уровень масла в редукторе – осмотром масломерного щупа;

натяжение клиновых ремней один раз в месяц – опробованием. В случае необходимости ремни заменить. Не допускается установка новых ремней в комплекте со старыми. После замены ремней при отсутствии центровки электродвигателя дать заявку в ПРЦЭО;

посадку кривошипов на тихоходном валу редуктора – визуально ( кривошипы должны быть насажены до упора в проточки тихоходного вала ). Шпонки должны выступать за торцы вала не более, чем на 20 мм.;

крепление контргрузов к кривошипам – визуально ( не должно быть смещения при работе ) ;

соединение кривошипа с нижней головкой шатуна – визуально со стороны редуктора ( палец не должен проворачиваться относительно кривошипа );

центровку – визуально ( при нарушении центровки дать заявку в ПРЦЭО );

канатную подвеску сальникового штока и устьевой сальник ;

при нижнем положении головки балансира расстояние между нижней траверсой подвески и устьевым сальником должно быть не менее 200 мм. ( визуально );

состояние каната – визуально ( при обрыве проволок дать заявку в ПРЦЭО );

утечки нефти через сальник. При наличии утечек подтянуть или заменить сальник;

состояние крепления каната и штока в подвеске – визуально;

Во всех случаях явных поломок сообщить мастеру.

На каждой скважине канатная подвеска должна быть оборудована двумя траверсами – верхней и нижней.

ЗАПРЕЩАЕТСЯ эксплуатировать скважину при :

утечках через резьбовые соединения и сальниковые уплотнения ;

отсутствии или неисправности ограждения СК ;

посторонних шумах в редукторе или электродвигателе ;

неисправности станции управления ;

затянутых нижних сальниках ;

понижении уровня масла в редукторе ниже допустимой отметки ;

неплавном движении полированного штока ;

неотцентрованном СК.

3. Запуск и вывод УЭЦН на постоянный режим работы.

Запуск и вывод УЭЦН на постоянный режим работы производится под контролем мастера по добыче нефти и газа (технолога) пусковой бригадой в составе : оператор по добыче нефти и газа не ниже 4 разряда, электромонтер по эксплуатации наземного оборудования (НЦБПО ЭПУ).

Перед запуском установки пусковая бригада обязана :

ознакомиться с данными о скважине и УЭЦН по записям в эксплуатационном паспорте;

проверить оснащенность скважины обратным клапаном между затрубным пространством и выкидной линией, патрубком для отбивки уровня жидкости в затрубном пространстве, манометрами на буфере, выкидной линией в затрубном пространстве.

Оператор по добыче нефти и газа с помощью приборов определяет перед запуском статический, а после запуска динамичесий уровни в скважине с записью в эксплуатационном журнале УЭЦН, проверяет исправность замерной установки и пробоотборника, состояние задвижек на выкиде, в затрубном пространстве и на ЗУГе.

После появления подачи на устье производится опрессовка НКТ на герметичность, для чего закрывается линейная задвижка и по достижении буферного давления 4,0 Мпа (40 кгс/см2) установка отключается. При герметичности НКТ и обратном клапане, установленном выше НКТ, темп падения буферного давления не должен превышать 10% за одну минуту.

Если НКТ герметичны, установка запускается и производится отбивка уровня жидкости в затрубном пространстве через каждые 15-30 минут работы с замером ее производительности на ЗУГе в зависимости от типоразмера установки. В первый час работы установки проводится обкатка ПЭД с последующим его охлаждением. Дальнейший вывод на режим производится согласно «регламента вывода на режим».

Установка считается выведенной на режим, если стабилизировался (не изменяется) динамический уровень, достигнута устойчивая подача в соответствии с паспортными характеристиками и получена пластовая продукция.

лВсе данные замеров, расчетов, полученных в процессе ВНР, заносятся в паспорт УЭЦН.

Требования техники безопасности к техническим манометрам

Манометр должен выбираться с такой шкалой, чтобы предел рабочего давления находился во 2/3 шкалы. На шкале манометра 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).

Манометр должен быть установлен так, чтобы его показания были отчетливо видны. Номинальный диаметр корпуса манометра, установленного на высоте до 2 м от уровня площадки наблюдения за ними, должен быть не менее 100 мм, на высоте от 2-3 м – не менее 160 мм. Установка манометров на высоте более 3 м от уровня площадки не разрешается.

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

Манометр не допускается к применению в случаях, когда:

отсутствует пломба или клеймо с отметкой о проведении проверки;

просрочен срок проверки;

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 смогут отразиться на правильности его показаний.

Проверка манометров с их опломбированием или клеймением должна производиться не реже одного раза в 12 месяцев. Кроме того, не реже одного раза в 6 месяцев должна производиться дополнительная проверка рабочих манометров контрольными манометрами с записью результатов в журнал контрольных проверок манометров.

Требования по безопасности труда при работе с УКП

Во время работы компрессора необходимо следить:

за работой двигателя.

За давлением на компрессоре и арматуре скважин.

За температурой нагнетаемого воздуха в воздухосборнике.

Запрещается крепить быстросъемные гайки, фланцевое соединение; находиться посторонним людям ближе 25 м от скважины и работающего компрессора.

Во время работы и освоения скважины строго запрещается оставлять без присмотра и надзора компрессор.

Билет 12

Требования безопасности при работе с ППУ.

К работам, с использованием ППУ, допускаются лица не моложе 18 лет:

-прошедшие медицинское освидетельствование;

-обучение по профессии;

-стажировку на рабочем месте;

-проверку знаний;

-производственный инструктаж;

-имеющие удостоверения, дающие право допуска к самостоятельной работе.

Обслужив