Пластовое давление и температура. Их влияние на продуктивность пластов.

3. Способы регулирования дебита фонтанных скважин.

Правильная эксплуатация фонтанных скважин заключается в том, чтобы обеспечить оптимальный дебит при возможно меньшем газовом факторе.

Кроме того, при фонтанировании необходимо поддерживать такие скорости струи жидкости, чтобы песок не мешал нормальной работе скважины, т. е. чтобы поступление песка в нее было наименьшим. В процессе добычи необходимо регулировать соотношения нефти и воды в продукции скважины, когда она начинает обводняться. Для обеспечения длительного и бесперебойного фонтанирования в большинстве случаев приходится ограничить дебит скважины. Величину дебита скважины регулируют созданием противодавления на ее устье при помощи штуцера (металлической втулкой с небольшим отверстием), устанавливаемого в выходной линии.

Большое распространение в практике получили быстросменяемые и быстро регулируемые забойные штуцеры, которые устанавливаются в фонтанных трубах на любой глубине и удерживаются с помощью специальных паке ров. Для спуска и подъема таких штуцеров используют специальный инструмент.

Устьевые штуцеры применяют различных конструкций в зависимости от характеристики скважины. Диаметр штуцера подбирают опытным путем, в зависимости от заданного режима скважины, он может быть от 3 до 15 мм и выше. Если наблюдается вынос из пласта песка, применяют штуцеры, способные длительное время противостоять истирающему действию песка.

Такой штуцер представляет собой массивную втулку с отверстием в середине.

Штуцер устанавливается после боковой задвижки фонтанной арматуры, между фланцевым соединением обвязки. Чтобы обеспечить замену и установку штуцера, непосредственно за ним в обвязке монтируется штуцерный патрубок 1-1,2 м из толстостенной бурильной трубы.

4. Ограждение движущихся частей механизмов. Основные требования, предъявляемые к ограждениям.

Все потенциально опасные места объектов нефтедобычи должны иметь ограждения, закрывающие доступ к ним со всех сторон. Открывать дверцы ограждений или снимать ограждения следует после полной остановки оборудования или механизма. Пуск оборудования или механизма разрешается только после установки на место и надежного закрепления частей съемных.

Высота перильных ограждений должна быть не мене 1, 25 м, высота нижнего пояса ограждения должна равняться 15 см, промежутки между отдельными поясами должны составлять не более 40 см, а расстояние между осями смежных стоек - не более 2,5 м. При использовании перильных ограждений для приводных ремней с внешней стороны обоих шкивов на случай разрыва ремня устанавливаются металлические лобовые щитки. Допускается использование перильных ограждений для закрытия доступа к движущимся частям оборудования и механизмов, если имеется возможность установки ограждений на расстоянии более 35 см от опасной зоны. При отсутствии такой возможности ограждение должно быть выполнено сплошным или сетчатым.

5. Виды инструктажей.

Водный инструктаж включает общие вопросы – основные понятия трудового законодательства, правила внутреннего трудового распорядка, правила перевозки рабочих транспортными средствами, правила техники безопасности при погрузочно-разгрузочных работах, транспортирование грузов, требования пожарной безопасности, методы и способы оказания первой (доврачебной) помощи при несчастных случаях и др. Вводный инструктаж должен проводить работник службы техники безопасности или лицо, на которое возложены эти обязанности. Инструктаж по технике безопасности на рабочем месте заключается в ознакомлении рабочего с порядком подготовки рабочего места, с оборудованием, с приспособлениями, их характеристикой и конструктивными особенностями, возможными опасными и безопасными методами и приемами работы. Инструктаж на рабочем месте проводит непосредственный руководитель работ (мастер, начальник установки, механик цеха и т.п.). Инструктаж на рабочем месте проводится по утвержденным главным инженером предприятия программам, составленным на основании действующих правил и инструкций по технике безопасности и производственной санитарии с учетом конкретных условий производства. Инструктаж на рабочем месте подразделяется на первичный, повторный, внеочередной, разовый. Первичный инструктаж проводится перед назначением на самостоятельную работу, при переводе на другую должность или участок с иным характером работы. При этом рабочие проходят и практическое обучение (стажировку). С целью освоения рабочими безопасных методов и приемов труда, углубления знаний по технике безопасности и производственной санитарии не реже чем через 3 мес. проводится периодический (повторный) инструктаж. Для определенных рабочих профессий периодический инструктаж проводится не реже 1 раза в 6 мес. При внедрении новых технологических процессов и методов труда, новых видов оборудования и механизмов, при внедрении в действие новых правил и инструкций по технике безопасности, а также несчастном случае или аварии, происшедших из-за неудовлетворительного инструктажа рабочих, должен проводится внеочередной инструктаж. Разовый инструктаж проводится перед выполнением работ разового характер, не связан с выполнением работ по основной профессии.

 

 

БИЛЕТ 3.

1.Понятие о скважине.

Скважиной называется цилиндрическая горная выработка, имеющая при малом поперечном сечении весьма значительную длину. Начало скважины называется устьем, ее конец - забоем. Все полное пространство скважины, от ее устья до забоя, называется стволом. Скважины могут быть вертикальными или наклонно направленными. В отдельных случаях бурят горизонтальные скважины или даже с наклоном вверх (при бурении из шахт). Основное назначение скважины – извлечение нефти, газа или воды из недр на поверхность, т.е скважина является каналом, соединяющим нефтяной, газовый или водной пласты с поверхностью земли. Совокупность данных, характеризующих диаметр пробуренной скважины на разных глубинах, кол-во, диаметр и длину обсадных колонн, спущенных в скважину, а также интервалы пространства за колонами, заполненные цементным кольцом, называются конструкцией скважины. Наиболее простая и дешевая - одноколонная, когда спускается только одна колонна труб, не считая кондуктора и направления. При любой конструкции скважины последняя обсадная колонна, спускаемая до проектной глубины, называется эксплуатационной колонной. Через эту колонну производится эксплуатация скважины, ее размер определяет габариты подземного эксплуатационного оборудования. Для эксплуатационных колон в большинстве случаев применяются обсадные трубы с наружным диаметром от 146 до 168 мм, с толщиной стенок от 7,5 до 12 мм. Для измерения статистического уровня (при остановленной скважине) и динамического (во время работы) уровня жидкости в эксплуатационных глубинно-насосных скважинах используют звукометрические методы. Приборы для замера эхо метры. Принцип действия основан на отражении звуковой волны от уровня жидкости.

2.Нефтяные резервуары и их назначение.

Нефтяные резервуары предназначаются для накопления, кратковременного хранения и учета «сырой» и товарной нефти. Группу резервуаров, сосредоточенных в одном месте, принято называть резервуарным парком.

Резервуарные парки, служащие для приема и хранения нефти не прошедшей установку обезвоживания и обессоливания, называется сырьевыми парками.

Резервуарные парки, служащие для приема и хранения нефти прошедшие установку обезвоживания и обессоливания, называется товарными парками.

По объему резервуары бывают от 100 до 10000 м3 и выше. По материалу металлические и железобетонные. По расположению: размещенные на поверхности, полузаглубленные и заглубленные. Вертикальные и горизонтальные. Виды крыш: горизонтальные, конические, плавающие, подъемные.

3.Цель и методы обработки призабойной зоны продуктивных пласов нефтяных скважин.

Часть продуктивного пласта, находящаяся в непосредственной близости от забоя скважины, называется призабойной зоной. Производительность нефтяных и газовых скважин и поглотительная способность нагнетательных зависит от проницаемости пород пласта. В зоне действия той или иной скважины, чем выше проницаемость пород, тем больше производительность или приемистость скважин, и наоборот. Проницаемость пород одного и того же пласта может резко измениться в различных его зонах или участках.

Естественная проницаемость пород под влиянием тех или иных причин, также может с течением времени ухудшаться. Так, при закачивании бурения призабойных зоны скважины часто загрязнены глинистым раствором, что приводит к снижению естественной проницаемости пород. При эксплуатации нефтяных и газовых скважин проницаемость пород в при забойной зоне может резко ухудшиться из-за закупорки пор парафин истыми и смолянистыми отложениями, а также глинистыми частицами. Призабойная зона скважин нагнетательных загрязняется различными механическими примесями, имеющиися в закаченной воде. Проницаемость пород призабойной зоны улучшают путем искусственного увеличения числа и размеров дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, а также путем удаления парафина, смол, грязи, осевших на стенках поровых каналов.

Методы увеличения проницаемости пород призабойных зон скважин можно условно разделить на химические, тепловые, механические и физические. Часто для получения лучших результатов эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно. Выбор метода определяется пластовыми условиями. Химические методы воздействия дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах. Их успешно применяют в сцементированных песчаниках, в состав которых карбонатные включения и карбонатные цементирующие вещества. К химическим методам относятся: солянокислотная обработка скважин, пенокислотная, обработка скважин грязевой кислотой. Тепловые методы применяются для удаления со стенок поровых каналов парафина и смол, а также для интенсификации химических методов обработки призабойных зон. Призабойную зону прогревают при помощи глубинных электронагревателей и газонагревателей, горячей нефтью, нефтепродуктами, водой и паром, а также с помощью термохимического воздействия. Механические методы применяют обычно в пластах, сложенных плотными породами с целью увеличения их трещиноватости. Гидравлические разрыв пласта: создание высоких давлений для образования и расширения в пласте трещин закачиваемой с поверхности жидкостью. Гидропескоструйная перфорация, струя жидкости с песком.

Физические методы предназначаются для удаления из призабойной зоны скважины осадочной воды и твердых мелких частиц. Торпедирование (спуск заряженной взрывчатым веществом торпеды в скважину и взрыв). Применение виброударных волн. Разрыв пласта пороховыми газами.

4.Что такое ПДК вредного вещества в воздухе.

Предельно-допустимая концентрация вредного вещества в воздухе - это концентрация, при которой не происходит вредного воздействия на организм человека при условии 8 часового рабочего дня на протяжении, трудового стажа. ПДК сероводорода в чистом виде –10 мг\м3. ПДК в смеси с углеводородами – 3мг\м3. ПДК для жилых районов-0,008 мг\м3.

5.Способы проведения искусственного дыхания.

1. «Рот в рот» наиболее эффективен (Б.5. В.5.)

2. «Рот в нос»

Делают тогда, когда невозможно разжать челюсти (плотно стиснуты) или они сломаны. Уложить горизонтально, под предплечье – валик так, чтобы голова свободно откинулась назад, положить салфетку на нос, прикрыть рот рукой, обхватить нос губами и делать вдувание. Эффективность контролировать поднятием грудной клетки.

БИЛЕТ 4.

1. Основные понятия о нефтяном и газовом месторождении.

Естественные скопления нефти или газа в пористых горных породах (коллекторах) называются нефтяными или газовыми залежами. Нефть или газ пропитывают, насыщают пористую породу (коллектора). Такие коллекторы, перекрытые сверху и снизу непроницаемыми породами, называются нефтяными или газовыми пластами. Толщина нефтяных или газовых пластов может колебаться от нескольких сантиметров до нескольких десятков метров, ширина и длина их от нескольких десятков метров до нескольких десятков километров. Пласты различных форм располагаются в большинстве случаев под разными углами к горизонтальной плоскости. В пониженных частях залежей при наклонном расположении пластов нефть и газ подпираются пластовой водой, эта вода называется контурной или краевой, потому что она оконтуривает или ограничивает нефтяную (газовую) часть залежи.

В пологих залежах пластовую воду называют подошвенной, так как в этом случае залежь нефти или газа как бы плавает на воде. Совокупность залежей нефти или газа, расположенных на одном участке земной поверхности, представляет собой нефтяное или газовое месторождение. Количество нефтяных или газовых залежей на различных месторождениях может быть самым различным, от одного до нескольких десятков. В зависимости от этого месторождения называются однопластовыми или многопластовыми. Нефть, газ и газонефтяные смеси в зависимости от их состава, соотношения давления и температуры могут находиться в залежи в различных состояниях – в газообразном, в жидком или в виде газожидкостных смесей. В зависимости от условий залегания и количественного соотношения нефти и газа залежи подразделяются на нефтяные, газовые, газонефтяные (с большой газовой шапкой нефтяной оторочкой), газоконденсатные (под высоким давлением) в пласте плотность газа становится весьма значительной. В этих условиях в сжатом газе растворяется значительное количество нефти. Нефть иногда оказывается полностью растворенной в сжатом газе. В свою очередь отдельные месторождения нефти и газа могут включать в себя различные по своему содержанию залежи: нефтяные, газовые, газонефтяные и др.

2.Назначение и принцип работы АГЗУ «Спутник».

Блочная автоматизированная замерная установка типа "Спутник» предназначена для автоматического и ручного замера дебита скважин, для контроля за работой скважин также для блокировки скважины при аварийной ситуации (См. рисунок). АГЗУ «Спутник» рассчитаны на рабочее давление 1,6; 2,5; 4 Мпа, на дебиты скважин до 400 и до 1500 м3 в сутки; на число подключаемых скважин от 10 до 24; на общую пропускную способность до 4000 и до 10000 м3 в сутки. Модификации «Спутник А»; «Спутник Б»; «Спутник В». «Спутник А» является базовой конструкцией. Три модификации «Спутника А»: «Спутник А-16-14/400» 16- рабочее давление, 14- число подключенных скважин; 400 –наибольший измеряемый дебет, «Спутник А-25-10/1500»; «Спутник А-40-14/400». Конструктивное исполнение их в виде закрытых блоков с обогревом позволяет эксплуатировать их районах с суровыми климатическими условиями (от –55град. С до +50 град.С. АГЗУ «Спутник» состоит из двух блоков:

1) Замерно - переключающий

2) Щитовой Кип и А

Принцип действия: продукция скважин по выкидным линиям через обратный клапан и задвижку поступает в многоходовой переключатель скважин (ПСМ), после которого по общему коллектору направляется в сборный нефтепровод. В ПСМ продукция одной скважины через замерный отвод направляется в 2-х емкостный замерный сепаратор, где происходит отделение газа от жидкости. Газ по патрубку через заслонку регулятора уровня поступает в сборный нефтепровод, где смешивается с жидкостью и общим потоком. Отделившаяся в верхней емкости жидкость поступает в нижнюю, где накапливается. По мере повышения уровня в нижней емкости поплавок регулятора уровня поднимается и в верхнем заданном положении действует на заслонку газовой линии, перекрывая её. Давление в сепараторе повышается, и жидкость через счетчик ТОР вытесняется в сборный коллектор. Начинается течение жидкости в системе и турбинный расходомер отсчитывает количество прошедшей через него жидкости. При нижнем положении уровня поплавка, открывается газовая линия. Для определения обводненности нефти на «Спутник» установлен влагомер, через который пропускается вся продукция скважины.

3.Устройство и назначение запорной арматуры.

В качестве запорной арматуры на нефтяных месторождениях применяются задвижки, вентили краны, обратные клапаны. Запорная арматура устанавливается обычно в начале и конце каждого трубопровода, в отдельных промежуточных точках трубопроводов большей протяженности, на приемной и нагнетательной линиях насосов, резервуаров, емкостей и т.п. Задвижки предназначены для перекрытия нефтепроводов, разобщения их отдельных участков при ремонтных работах, перекрытия линий поступления продукции в сепараторы, отстойники, резервуары и т.д. Диаметр условного прохода наиболее распространенных задвижек составляет 50-400 мм, но иногда применяются задвижки большего диаметра. В зависимости от условий работы применяются чугунные или стальные задвижки. Чугунные задвижки изготавливаются на давление, не превышающее 1,6 МПа, стальные – на давление 1,6Мпа и более. Стальные задвижки устанавливаются лишь на трубопроводах высокого давления, а также на отдельных врезках трубопроводов низкого давления, где имеется повышенная опасность механического повреждения. Любая задвижка состоит из корпуса, крышки, выдвижного шпинделя, маховика, двух дисковых плашек и распорного клина (у чугунных задвижек) или сплошного клина (у стальных задвижек). Необходимая герметичность в чугунных задвижках обеспечивается плотным прилеганием плашек к седлам, что достигается с помощью распорного клина, который, упираясь, в днище корпуса при крайнем нижнем положении плашек, раздвигает и прижимает их к седлам в корпусе, также имеющим клиновидные поверхности. В тех случаях, когда необходимо предотвратить возможность движения потока жидкости по трубопроводу в обратном направлении рядом с задвижками ставят обратные клапаны. Обратные клапаны – обычно устанавливают также перед распределительным коллектором установок «Спутник», на нагнетательных линиях насосов и т.д. Наиболее распространены обратные клапаны, снабженные поворотной хлопушкой. В трубопроводах малого диаметра в качестве запорной арматуры применяются краны и вентили. Кран представляет собой запорное устройство, проходное сечение которого открывается или закрывается при повороте пробки вокруг своей оси. Краны изготавливают из чугуна или бронзы на рабочее давление не выше 4 МПа с диаметром проходного сечения не боле 50 мм. Вентили – отличаются от задвижек и кранов тем, что запорное устройство в них насажано на шпиндель, при повороте которого оно перемещается вдоль оси седла. Вентили изготавливают из чугуна, бронзы и стали на рабочее давление до 16 Мпа с диаметром условного прохода до 150 мм. Уход за запорной арматурой практически сводится к периодическому осмотру и устранению обнаруженных пропусков нефти и газа.

Запорная арматура должна иметь следующую маркировку.

1.Наименование и товарный знак завода-изготовителя.

2.Условный проход в мм. Ду

3.Условное давление в Мпа. Ру

4.Направление потока среды. ->

5.Марка стали корпуса.

На маховике запорной арматуры должно быть указано направление вращения при закрытии и открытии. На любую запорную арматуру должен быть паспорт, в котором должны быть указаны данные по химическому составу, механические свойства, режимы термообработки и результаты контроля качества изготовителя. В процессе работы запорная арматура должна иметь нумерацию, соответствующую технологической схеме.

Требования к запорной арматуре.

1) Прочность, герметичность и надежность работы.

2) Взрывобезопастность и коррозийная стойкость.

Под условным давлением Ру наибольшее избыточное рабочее давление при Т=20град. С, при которой обеспечивается длительная работа арматуры. По величине условного давления разделяют 3 класса арматуры.

1. Низкого давления – до 10 кг/см2

2. среднего давления от 16 до 64 кг/см2

3. высокого давления от 100 до 1000 кг/см2

По размерам условного прохода Ду различают 3 группы.

1. Малого прохода до 40 мм

2. Среднего прохода от 50-250 мм

3. Большого прохода свыше 250 мм

Виды присоединения арматуры:

1) Фланцевые, муфтовые – разъемные

2) Неразъемные – сварные (полная и надежная герметизация трубопроводов).

Наиболее распространены фланцевые соединения от 50 до 600 мм.

Преимущества фланцевых соединений:

1) Возможность монтажа и демонтажа

2) Хорошая герметизация стыков и удобства их подтяжки, большая прочность.

Недостатки:

1) Возможность ослабления затяжки и потеря герметичности со временем, повышенная трудоемкость сборки, Повышенная трудоемкость сборки и разборки, большие габаритные размеры и масса.

4.ПДК сероводорода (в чистом виде и в смеси).

В чистом виде – 10 мг/м3

В смеси с углеводородами – 3 мг/м3

5. Огнетушители. Их назначение и применение.

См. Билет № 1

Билет № 5

1.Какими показателями характеризуются механические свойства пород.

Среди механических свойств горных пород наибольшее значение для бурения скважин и эксплуатации нефтяных месторождений имеют упругость, прочность на сжатие и растяжение и пластичность. Упругие свойства пород (упругость) – это способность горных пород изменять свой объем с изменением давления, влияют на перераспределение давления в пласте в процессе его эксплуатации. Пластические свойства пород – способность пород деформироваться под большим давлением без образования трещин или видимых нарушений. Проявляются при бурении скважин на большие глубины. На большой глубине твердая порода может «вытекать» в скважину под действием высокого горного давления залегающих выше пластов. Образование складок в земной коре также обязано пластическим свойствам горных пород. Данные свойства изучены мало. Предполагается, что «пластичность» твердых пород зависит от многочисленных микротрещин, позволяющих породе скользить, опускаться и подниматься вдоль этих трещин. Об упругих свойствах пород судят по величине коэффициента сжимаемости. Если образец подвергнуть внешнему давлению, то объем образца и объем его порового пространства будут сокращаться. При снятии давления объем образца и его пористость востанавлиается до прежней величины. Исследования показывают, что для большинства пород справедлив закон Гука:_______________________________

Где_____- изменение объема пор при изменении пластового давления на ____,

_____- объем образца, ______- коэффициент объемной упругости.

В процессе разработки нефтяной залежи по мере снижения внутреннего давления объем порового пространства, вмещающего жидкость будет сокращаться. В результате жидкость будет вытесняться из пор. Поэтому упругость горных пород играет большую роль в разработке нефтяных месторождений. Под прочностью горных пород понимается - Сопротивление их механическому разрушению. Горные породы оказывают значительное сопротивление при сжатии. Прочность же пород на разрыв, изгиб и сдвиг составляет всего лишь десятые и сотые доли от прочности на сжатие. Прочность пород зависит от целого ряда факторов. Прочность известняков, например, уменьшается с увеличением в них глинистых частиц. Прочность пород зависит также от их зернистости, плотности и влажности. Прочность на сжатие мелкозернистых гранита достигает 260 Мпа, а крупнозернистых –120 Мпа. При увеличении плотности известняков с 1500 до 2700 кг/м3 прочность их на сжатие вырастает с 50 до 180 Мпа; у песчаников с увеличением плотности с 1870 до 2570 кг/м3 прочность на сжатие возрастает с 15 до 20 Мпа. Прочность известняков и песчаников после насыщения их водой уменьшается на 25-45%.

2. Цели и задачи ППД. Положительные и отрицательные моменты.

В процессе эксплуатации нефтяного месторождения пластовое давление, которое обуславливает приток нефти к скважине, может настолько снизиться, что дальнейшая эксплуатация скважины при данном дебите становится неэкономичной. В этом случае пластовое давление может быть восстановлено до требуемого уровня путем закачки с поверхности через нагнетательные скважины в пласт рабочего агента (вода, воздух, газ). Цель ППД – увеличить темп отбора нефти из залежи и получить повышенные коэффициенты нефтеотдачи, характерные для напорных режимов. Задачи ППД: 1) Определить метод поддержания пластового давления;

2) Выбрать рабочий агент для закачки в пласт;

3) Обеспечить качество закачиваемого агента;

4) Обеспечить эффективность процесса поддержания пластового давления;

5) Определить оптимальные методы ППД, так как сооружение станций ППД со всем подсобным хозяйством связано с затратой больших капиталовложений и является весьма трудоемкой работой.

Положительные моменты: применение методов ППД с целью восполнения пластовой энергии, расходуемой при отборах нефти из пласта, позволило в значительной степени интенсифицировать процессы разработки нефтяных залежей: стало возможным резко увеличить темпы отбора нефти из пластов и тем самым сократить сроки их разработки при обеспечении высоких конечных коэффициентов их нефтеотдачи. Сохраняется высокий уровень текущей нефти более длительное время и только на последних этапах разработки снижается до минимума. Отрицательные моменты:

1. Высокие требования по качеству, предъявляемые к воде (чистота, не должна содержать взвешенных частиц, бактерий, водорослей, СО2), чтобы поры породы в при забойной зоне не закупоривались, чтобы ода не вызывала коррозию аппаратуры.

2. Чтобы обеспечить качество закачиваемой оды приходится добавлять различные реагенты (коагулянты для очищения от мех. примесей, ингибиторы коррозии, ПАВ и т.д.), что увеличивает затраты на ППД.

3. Процесс ППД путем закачки в пласт газа или воздуха связан с большими затратами и трудоемкой работой по строительству компрессорных станций.

4. Экономическая эффективность нагнетания газа меньше, чем нагнетания воды, вследствие необходимости сжимать газ до давления, большего, чем пластовое. Очень высокие затраты.

5. При завод нении потери воды составляют 15-20% от закачиваемой. Требуется большое количество воды.

3.Фонтанная арматура.

Фонтанная арматура предназначена для оборудования устья скважин (фонтанирующих газовых и нефтяных) с целью их герметизации, контроля и режима эксплуатации. Фонтанная арматура представляет собой соединение на фланцах или хомутах различных тройников, крестовиков, катушек и запорных узлов (задвижки или краны). Между фланцами устанавливаются уплотнительные кольца из спец. малоуглеродистой стали. Фонтанная арматура состоит: из трубной головки и елки. Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке и предназначена для подвески подъемных труб и герметизации пространства между подъемными трубами и ЭК. Трубная головка служит и для контроля межтрубного пространства и воздействия на него при необходимости. Елка предназначена для направления газонефтяной струи в выкидные линии для регулирования и контроля скважины, а также для ее закрытия при необходимости.

4.Виды ответственности за нарушение требований техники безопасности.

Административный персонал и инженерно-технические работники за нарушение правил и норм по охране труда в зависимости от тяжестей последствий, вызванных этими нарушениями, могут быть привлечены к ответственности: дисциплинарной, административной, материальной и уголовной. Дисциплинарная ответственность налагается должностным лицом на подчиненного ему по службе работника за дисциплинарные проступки. Дисциплина труда регламентируется «Типовыми Правилами внутреннего трудового распорядка». Невыполнение Правил является дисциплинарным проступком. Который может повлечь дисциплинарные взыскания: замечание, выговор, строгий выговор, перевод на нижеоплачиваемую должность на срок до 3 месяцев, увольнение. В отдельных отраслях промышленности руководителям предприятий за нарушение правил безопасности труда снижать единовременное вознаграждение за выслугу лет, лишать полностью или частично премий. Дисциплинарные взыскания применяются сразу же после обнаружения проступка. Административная ответственность выражается в форме различных административных взысканий- предупреждений, общественного порицания, штрафа за порицания, правил, инструкций и иных актов об охране труда. Штрафы, налагаемые в административном порядке на должностных лиц, взыскиваются бухгалтерией по месту работы нарушителей по предписанию должностных лиц, наложивших штраф. Уголовная ответственность. В уголовном кодексе РФ содержится ряд норм, устанавливающих ответственность за нарушение правил по охране труда. В главе о преступлениях против трудовых прав граждан указываются: «Нарушение должностным лицом правил по технике безопасности, промышленной санитарии или иных правил охраны труда, если это нарушение могло повлечь за собой несчастные случаи с людьми или иные тяжкие последствия, - наказывается лишением свободы на срок до одного года, или исправительными работами на тот же срок, или штрафом, или увольнением с должности. Нарушения, повлекшие за собой телесные повреждения или утрату трудоспособности, - Наказывается лишением свободы на срок до трех лет или исправительными работами на срок до одного года. Нарушения, повлекшие смерть человека или причинение тяжких телесных повреждений нескольким лицам наказывается лишением свободы на срок до пяти лет.

5.Воздействие на организм человека нефтепродуктов. Первая помощь при отравлени.

Сероводород - бесцветный газ с запахом тухлых яиц. Температура воспламенения 246 С. Плотность 1,54 см\м3, по отношению к воздуху 1,19 скапливается в низких непроветриваемых местах. Хорошо растворяется в воде. Горит синеватым пламенем с образованием воды и сернистого газа. Взрывоопасен. Пределы взрываем ости 4,3-44,5%. Сероводород - сильный яд, вызывающий смерть от остановки дыхания. На дыхательные пути и глаза действует раздражающее. Растворенный в воде, при попадании на кожу человека вызывает покраснения и экзему. Ощутимый запах сероводорода отмечается при 1,4-2,3 мг\м3; значительный при 4 мг\м3, при 7-11 мг\м3 запах тягостный. При более высоких концентрациях наступает привыкание. При концентрации 200-280 мг\ м3 наблюдается жжение в глазах, раздражение слизистых оболочек глаз зева, металлический вкус во рту, усталость, головные боли, тошнота. При 750 мг\м3 наступает опасное отравление в течение 15-20 минут. При концентрации 1000 мг\м3 и выше смерть может наступить мгновенно. Предельно-допустимая концентрация (ПДК), вредного вещества в воздухе _ это концентрация, при которой не происходит вредного воздействия на организм человека при 8 часового рабочего дня на протяжении, трудового стажа. ПДК сероводорода в чистом виде- 10 мг\м3

--------- в смеси с углеводородами –3 мг\м3

--------- для жилых районов- 0,008 мг\м3

Нефть, нефтепродукты и нефтяные газы обладают рядом опасных свойств:

А) в нефти содержатся ароматические углеводороды, сероводород и другие соединения, вредно действующие на организм человека.

В) нефть и нефтепродукты способны накапливать статистическое электричество, дающие искровой заряд- причину воспламенения.

ПДК=300 мг\м3

Предел взрываем ости=0,86-6%. На нефтегазодобывающих предприятиях из нефти и нефтяного газа выделяются различные опасные компоненты. При вдыхании их, или попадании желудочно-кишечный тракт может, произойди отравление людей. Первые признаки отравления парообразными углеводородами - недомогание и головокружение. Оказание первой помощи пострадавшему при отравлении сероводородом.

1) обезопасить себя, надеть противогаз.

2) Надеть противогаз пострадавшему

3) Вынести или вывести пострадавшего из опасной зоны.

4) Расстегнуть одежду, стесняющую дыхание, обеспечить приток свежего воздуха, уложить его, приподнять ноги, укрыть потеплее, давать нюхать нашатырный спирт, давать пить сладкий теплый чай или можно, вызвать мед помощь.

5) Если нет сознания, проверить наличие пульса; если нет пульса - делать искусственное дыхания с непрямым массажом сердца. Уложить человека горизонтально, приподняв ноги; под предплечье положить валик так, чтобы голова свободно откинулась назад, открыть рот, вынуть язык, очистить рот от рвотных масс и т. д., положить платок или салфетку на рот, закрыть нос рукой и плотно обхватить губами рот, сделать вдох. Контролировать эффективность по поднятию грудной клетки. Надавливания производят на окончание грудины на 2 пальца выше окончания ладонями рук. Чередуют «вдохи» и «точки» так:

А) Если оказывают помощь группа спасателей, то на 1-2 вдоха делают 5-6 толчков.

Б) Если спасатель один, то на 2-3 вдоха-15 толчков.

В минуту нужно сделать 12-15 вдохов и 60 толчков. Данные действия производят до тех пор, пока не появится пульс, дыхания или до прибытия мед помощи.

БИЛЕТ 6

1. Физические свойства нефти.

Горючая жидкость обычно темного цвета (черного или коричного). Маслянистая, имеет специфический запах. Удельный вес (плотность) отношение веса тела к его объему. Единицы измерения г\см3, кг\м3. Измеряется ареометром. Вязкость- способность частиц жидкости двигаться относительно друг друга. Измеряется вискозиметром. Различают динамическую и кинематическую. Тепловые свойства. Нефть имеет тепло земли. Степень теплоты тела называют температурой тела. Для измерения температуры служат термометры. Единицы измерения температуры градусы.

Для измерения увеличения размеров тела от нагревания, нужно знать коэффициент объемного расширения, т.е. число, показывающее как изменяется единица первоначального объема, взятого при 0 град. С, от нагревания на 1 град. С. Теплоемкость- количество тепла, которое требуется для того, чтобы нагреть 1 кг вещества на 1 град С. Теплота сгорания - количество тепла, которое выделяет 1 кг вещества при сгорании.

Давление насыщения - давление, при котором, жидкость поглощает наибольшее количество газа. По электрическим свойствам нефть диэлектрик, но накапливает диэлектрическое электричество. Температура кипения - температура перехода жидкого вещества в газообразное. Температура плавления - температура перехода твердого вещества в жидкое.

Температурой вспышки нефтепродукта, называется такая температура, при которой пары нефтепродукта, нагреваемого в определенных условиях, вспыхивают при поднесении пламени. Для температуры вспышки характерно, то, что пламя сейчас же гасит. Если повышать температуру жидкости, то при определенной температуре при поднесении огня пары загораются, вновь и уже не будет гаснуть. Эта температура называется температурой воспламенения. Температура воспламенения выше температуры вспышки.

Чтобы произошла вспышка, необходимо иметь содержание горючих паров в воздухе не ниже, не выше определенного предела. Различают верхние и нижние пределы концентрации паров. Нижний предел характеризует минимальную концентрацию паров в воздухе, при которой наблюдается вспышка при поднесении пламени. Верхний предел определяет такую концентрацию паров, выше которой вспышка не происходит из-за недостатка кислорода. Температурой воспламенения называется, температура, при которой нефтепродуктов при соприкосновении с воздухом воспламеняется самопроизвольно. Объем нефти в пластовых условиях, обычно больше объема нефти после ее окончательной сепарации УПН. Для определения изменения объема дегазированной нефти, по сравнению с пластовой, введено понятие объемный коэффициент нефти. Он определяется, как отношения объема нефти в пластовых условиях к объему этой нефти после ее полной дегазации.

 

2. Назначение и устройство основных узлов СК. (Станок-качалка).

Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми глубинными насосами является наиболее распространенным способом добычи нефти. Возвратно-поступательное движение плунжера насоса и колонны насосных штанг осуществляется в большинстве случаев при помощи специального механизма - станка-качалки, сбалансированного типа, установленного около устья скважины. У СК колонна штанги подвешивается к балансиру, который приводится в движение кривошипно-шатунным механизмом от двигателя, установленного на раме станка. СКН5-3015 (Станок-качалка нормального типа). 5-наибольшая нагрузка в точке подвеса штанг в тонн; 30-наибольшая длина хода точки подвеса штанг в дециметрах; 15-наибольшее число качаний балансира в минута. Состоит из следующих основных узлов:

1) рама со станино