Классификация сепараторов, их устройство и принцип работы

Сепарация газа от нефти может происходить под влиянием гравитационных, инерционных сил и за счет селективной смачиваемости нефти. В зависимости от этого и различают гравитационную, инерционную и пленочную сепарации, а газосепараторы - гравитационные, гидроциклонные и жалюзийные.

Гравитационная сепарация осуществляется вследствие разности плотностей жидкости и газа, т.е. под действием их силы тяжести. Газосепараторы, работающие на этом принципе, называются гравитационными.

Инерционная сепарация происходит при резких поворотах газонефтяного потока. В результате этого жидкость, как наиболее инерционная, продолжает двигаться по прямой, а газ меняет свое направление. В результате происходит их разделение. На этом принципе построена работа гидроциклонного газосепаратора, осуществляемая подачей газонефтяной смеси в циклонную головку, в которой жидкость отбрасывается к внутренней поверхности и затем стекает вниз в нефтяное пространство газосепаратора, а газ двигается по центру циклона

В 18 билете

4. Методы защиты от физических негативных факторов

Защита человека от физических негативных факторов осуществляется тремя основными методами:

ü ограничение времени пребывания в зоне действия физического поля;

ü удаление от источника поля;

ü применение средств защиты.

Для снижения уровня вибрации и порожденного ею шума, используют вибропоглощение

Защита от акустических колебаний (шума, ультра и инфразвука )

Используют следующие методы:

ü снижение звуковой мощности источника звука;

ü размещение рабочих мест с учетом направленности излучения от источника звука;

ü акустическая обработка помещений

Общими методами защиты от электромагнитных полей и излучений являются следующие:

ü уменьшение мощности генерирования поля и излучения непосредственно в его источнике

ü увеличение расстояния от источника излучения;

ü уменьшение времени пребывания в поле и под воздействием излучения;

ü экранирование излучения;

ü применение средств индивидуальной защиты

Защита от ультрафиолетового излучения

Для защиты применяют специальные светофильтры, не пропускающие ЭМИ ультрафиолетового диапазона.

Светофильтрами снабжаются смотровые окна установок, внутри которых возникает излучение ультрафиолетового диапазона (установки газо и электросварки и резки, плазменные обработки материала; печи, использующие в качестве нагревательных элементов мощные лампы; устройства накачки лазеров). Применяются также противосолнечные экраны и навесы.

5. Пуск ГПА может производиться из следующих состояний:

- "горячий резерв";

- "резерв";

- после выполнения ремонта ГПА;

- первый пуск после монтажа.

При нахождении агрегата в состоянии "горячий резерв" на нем не требуется выполнять каких-либо подготовительных работ; на агрегате необходимо только поддерживать предпусковые условия, которые обеспечат его немедленный запуск от кнопки "Пуск".

На агрегате, находящимся в "резерве", пуск можно обеспечить через 1,5-2 ч, в зависимости от типа ГПА после получения указания диспетчера. Это время необходимо для подогрева масла, проверки состояния элементов управления запорной арматуры, подачи напряжения и т.п.

Наибольший объем подготовительных работ на ГПА выполняется перед первым пуском после монтажа, т.е. в процессе пусконаладочных работ.

Рассмотрим объем работ, выполняемых на ГПА после проведения на нем среднего, капитального ремонта или регламента, как наиболее характерного для текущей эксплуатации.

При подготовке ГПА к пуску необходимо:

ü провести внешний осмотр оборудования

ü выполнить осмотр входного и выходного тракта ГПА (газоходов и воздуховодов)

ü выполнить контрольный анализ масла и проверить его уровень в маслобаке и гидрозатворе переливного устройства

ü убедиться, что температура масла в маслобаке выше 25 °С, при необходимости обеспечить его подогрев

ü проверить наличие и оформление всей ремонтной документации;

ü - убедиться в наличии необходимого давления топливного и пускового газа, в открытии вентилей на подачу импульсного газа к запорной арматуре;

ü - подать оперативное напряжение на системы управления и силовое напряжение на остальные системы и устройства агрегата.

Нормальная остановка

Нормальная остановка происходит по команде оператора при нажатии кнопки “НОРМАЛЬНАЯ ОСТАНОВКА” на пульте управления. На УПИ гаснет табло АГРЕГАТ В РАБОТЕ и загорается табло НО.

Открывается станционный кран 6 (на мнемосхеме загорается красная лампа кр.6). Нагнетатель разгружается на “кольцо”.

Для снижения температуры продуктов сгорания после ТНД со скоростью не более 25 °С в минуту включается программное воздействие на электродвигатель регулятора скорости с целью постепенного закрытия регулирующего клапана. После снижения частоты вращения ротора ТНД до частоты вращения 3300 мин-1 происходит перестановка кранов нагнетателя:

- открываются краны 3бис и 3 (на мнемосхеме загораются красные лампы кр.3бис и кр.3);

- закрываются краны 1 и 2 (на мнемосхеме загораются зеленые лампы кр.1 и кр.2);

- открывается кран 5 (на мнемосхеме загорается красная лампа кр.5). Газ из контура нагнетателя через свечу сбрасывается в атмосферу.

При снижении давления масла за главным маслонасосом смазки до 0,45 МПа включается пусковой маслонасос (на мнемосхеме загорается красная лампа ПМН).

Снижение давления воздуха в проточной линии при движении регулятора скорости “НИЖЕ” приводит к закрытию регулирующего клапана (РК). На мнемосхеме загорается зеленая лампа РК. Гаснут основные горелки камеры сгорания.

Подается напряжение на электромагнитные вентили ЭМВ1 и ЭМВ2, они открываются, и происходит сброс воздуха из линии предельного регулирования. Закрывается стопорный клапан (на мнемосхеме загорается зеленая лампа СК). Гаснет факел дежурной горелки в камере сгорания (на УПИ гаснет табло ФАКЕЛ ЗАЖЖЕН). Открываются выпускные клапаны ВВК1, ВВК2 и сбрасывается воздух за компрессором. Выбегают по инерции роторы ТВД и ТНД. Закрывается кран 12, и открывается кран 9 (на мнемосхеме загораются зеленая лампа кр.12 и красная лампа кр.9), газ из топливного коллектора агрегата сбрасывается в атмосферу через свечу. Происходит отключение защит: по давлению воздуха предельной защиты, по давлению топливного газа и по погасанию факела.

После закрытия регулирующего клапана электродвигатель регулятора скорости останавливается. После закрытия стопорного клапана он вновь включается на непрерывное вращение, возвращая регулятор скорости в исходное положение “MAX”. Отключаются вентиляторы в комплексной воздухоочистительной установке. Закрывается электромагнитный вентиль ЭМВ-5, прекращая подачу воздуха в систему регулирования.

При снижении давления газа в полости нагнетателя до величины менее 0,2 МПа и снижении частоты вращения ротора ТВД до величины менее 10 мин-1 отключается защита по перепаду “масло-газ” с последующей остановкой маслонасоса уплотнения (на мнемосхеме загорается зеленая лампа МНУ1 или МНУ2; на УПИ загорается табло АГРЕГАТ ГОТОВ К РАБОТЕ).

Пусковой маслонасос остановится (на мнемосхеме загорится зеленая лампа ПМН) при закрытом СК, давлении газа в полости нагнетателя менее 0,2 МПа, оборотах вала ТВД менее 10 мин-1 (ротор ТВД остановился) и снижении температуры за ТНД до величины менее 100 °С. Отключится защита по давлению масла смазки. Выключится вентилятор отсоса (на пульте управления загорается индикатор ВЕНТИЛЯТОР ОТСОСА ОТКЛ.).

Агрегат остановлен, на УПИ гаснет табло НО.

Если регулирующий клапан не закроется своевременно, то через 30 мин после подачи команды на остановку агрегата закроется кран 12, откроется кран 9, сработают электромагнитные вентили ЭМВ1, ЭМВ2, и агрегат остановится аварийно.

Аварийная остановка

Аварийная остановка (АО) происходит при срабатывании одной из защит агрегата или по команде оператора в случаях:

ü воспламенения масла;

ü появления дыма из подшипников;

ü прорыва газа в машзал;

ü при появлении постороннего шума в агрегате;

ü большого расхода масла;

ü при угрозе безопасности обслуживающему персоналу и оборудованию.

Оператор нажимает красную кнопку на пульте управления или по месту на агрегате. На УПИ гаснет табло АГРЕГАТ В РАБОТЕ и загорается табло АО.

Подается напряжение на электромагнитные вентили ЭМВ1 и ЭМВ2, они открываются, и происходит сброс воздуха из линии предельного регулирования. Закрывается стопорный клапан (на мнемосхеме загорается зеленая лампа СТОПОРНОГО КЛАПАНА (СК)), гаснет факел в камере сгорания (на УПИ гаснет табло ФАКЕЛ ЗАЖЖЕН). Сброс воздуха предельного регулирования приводит к открытию сброса воздуха из проточной линии. Давление в ней падает, закрывается регулирующий клапан (на мнемосхеме загорается зеленая лампа РК) и открываются выпускные клапаны (ВВК1 и ВВК2), сбрасывая воздух за компрессором. Роторы ТВД и ТНД по инерции выбегают.

При снижении давления масла за главным насосом смазки до 4,5 кгс/см2 включается пусковой маслонасос (на мнемосхеме загорается красная лампа ПМН).

После закрытия стопорного клапана включается электродвигатель регулятора скорости на непрерывное вращение и возвращает регулятор скорости из текущего положения в исходное состояние “MAX”. Отключаются вентиляторы в комплексной воздухоочистительной установке. Закрывается электромагнитный вентиль ЭМВ-5, прекращая подачу воздуха в систему регулирования. Газотурбинная установка останавливается.

 

 

13

Назначение

Насосные штанги предназначены для передачи движения от привода к плунжеру.

Для изготовления штанг используется горячекалиброванный прокат повышенной точности из стали с содержанием легирующих элементов суммарно не менее 2%. По механическим свойствам и коррозионностойкости штанги соответствуют классу «D». Поставка штанг производится с навинченной на один конец штанги соединительной муфтой в транспортных пакетах до 40 штанг, если иное не оговорено в заказе. Резьба штанг защищена технологическими заглушками.

Пример записи при заказе штанги насосной Ø19 (3/4"), длиной 8 м, класса D, с муфтой соединительной класса Т — ШН 19-8000-D-T.

В 16 билете

3. При бурении нефтяных и газовых скважин в глубоководных районах морей и океанов использовать стационарные платформы технически сложно и экономически невыгодно. Для этого случая созданы плавучие буровые установки, способные самостоятельно или с помощью буксиров менять районы бурения.

Различают самоподъемные буровые платформы, полупогружные буровые платформы и буровые платформы гравитационного типа.

Самоподъемная буровая платформа (рис. 29) представляет собой плавучий понтон 1 с вырезом, над которым расположена буровая вышка. Понтон имеет трех-, четырех- или многоугольную форму. На ней размещаются буровое и вспомогательное оборудование, многоэтажная рубка с каютами для экипажа и рабочих, электростанция и склады. По углам платформы установлены многометровые колонны-опоры 2.

Рис. 29. Самоподъемная буровая платформа в транспортном положении:

1 - плавучий понтон; 2 - подъемная опора; 3 - буровая вышка;
4 - поворотный (грузовой) кран; 5 - жилой отсек; 6 - вертолетная площадка;
7 - подвышенный портал; 8 - главная палуба

В точке бурения с помощью гидравлических домкратов колонны опускаются, достигают дна, опираются на грунт и заглубляются в него, а платформа поднимается над поверхностью воды. После окончания бурения в одном месте платформу переводят в другое.

Надежность установки самоподъемных буровых платформ зависит от прочности грунта, образующего дно в месте бурения.

Полупогружные буровые платформы (рис. 30) применяют при глубинах 300...600 м, где неприменимы самоподъемные платформы. Они не опираются на морское дно, а плавают над местом бурения на огромных понтонах. От перемещений такие платформы удерживаются якорями массой 15 т и более. Стальные канаты связывают их с автоматическими лебедками, ограничивающими горизонтальные смещения относительно точки бурения.

Рис. 30 Полупогружная буровая платформа:

1 - погружной понтон; 2 - стабилизационная колонна; 3 - верхний корпус;
4 - буровая установка; 5 - грузовой кран; 6 - вертолетная площадка.

Первые полупогружные платформы были несамоходными, и их доставляли в район работ с помощью буксиров. Впоследствии платформы были оборудованы гребными винтами с приводом от электромоторов суммарной мощностью 4,5 тысяч кВт.

Недостатком полупогружных платформ является возможность их перемещения относительно точки бурения под воздействием волн.

Более устойчивыми являются буровые платформы гравитационного типа. Они снабжены мощным бетонным основанием, опирающемся на морское дно. В этом основании размещаются не только направляющие колонны для бурения, но также ячейки-резервуары для хранения добытой нефти и дизельного топлива, используемого в качестве энергоносителя, многочисленные трубопроводы. Элементы основания доставляются к месту монтажа в виде крупных блоков.

Морское дно в месте установки гравитационных платформ должно быть тщательно подготовлено. Даже небольшой уклон дна грозит превратить буровую в Пизанскую башню, а наличие выступов на дне может вызвать раскол основания. Поэтому перед постановкой буровой «на точку» все выступающие камни убирают, а трещины и впадины на дне заделывают бетоном.

Все типы буровых платформ должны выдерживать напор волн высотой до 30 м, хотя такие волны и встречаются раз в 100 лет.

4.

 

5. Под надежностью понимается свойство оборудования выполнять заданные функции, сохраняя во времени значения установленных эксплуатационных показателей в заданных пределах, соответствующих заданным режимам и условиям использования.

Надежность является одним из свойств оборудования, которое проявляет себя только в процессе эксплуатации. Надежность оборудования закладывается при его проектировании, обеспечивается при изготовлении и расходуется при эксплуатации

Надёжность — свойство объекта сохранять во времени в установленных пределах значения всех параметров, характеризующих способность выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях применения, технического обслуживания, хранения и транспортирования.

§ Безотказность — свойство объекта непрерывно сохранять работоспособное состояние в течение некоторого времени или наработки.^[1]

§ Ремонтопригодность — свойство объекта, заключающееся в приспособленности к поддержанию и восстановлению работоспособного состояния путем технического обслуживания и ремонта.^[1]

§ Долговечность — свойство объекта непрерывно сохранять работоспособность от начала эксплуатации до наступления предельного состояния, то есть такого состояния, когда объект изымается из эксплуатации.

§ Сохраняемость — свойство объекта сохранять работоспособность в течение всего периода хранения и транспортировки.

§ Живучесть — свойство объекта сохранять работоспособность в экстремальных ситуациях.

§ Достоверность

§ Отказ — событие, заключающиеся в полной или частичной утрате работоспособности.

§ Сбой — самоустраняющийся отказ или однократный отказ, устраняемый незначительным вмешательством оператора.^[2]

§ Наработка — время или объём работы.^[3]

§ Ресурс — наработка от начала эксплуатации до наступления предельного состояния.

§ Срок службы — календарная продолжительность от начала эксплуатации до наступления предельного состояния.

 

15

1.Центробежный компрессор в основном состоит из корпуса и ротора, имеющего вал 1 с симметрично расположенными рабочими колёсами. Центробежный 6-ступенчатый К. разделён на три секции и оборудован двумя промежуточными холодильниками, из которых газ поступает в каналы 12 и 13. Во время работы центробежного компрессора частицам газа, находящимся между лопатками рабочего колеса, сообщается вращательное движение, благодаря чему на них действуют центробежные силы. Под действием этих сил газ перемещается от оси компрессора к периферии рабочего колеса, претерпевает сжатие и приобретает скорость. Сжатие продолжается в кольцевом диффузоре из-за снижения скорости газа, то есть преобразования кинетической энергии в потенциальную. После этого газ по обратному направляющему каналу поступает в другую ступень компрессора и т.д.

Исполнительным органом винтовых компрессоров служат роторы с нарезанными винтовыми зубьями, совершающие вращательное движение. Винтовые компрессоры могут быть одно-, двух- и трехроторными. В зависимости от способа уплотнения полости сжатия различают сухие и маслозаполненные компрессоры.

Винтовой двухроторный компрессор состоит из корпуса, двух роторов, опорных и упорных подшипников, золотника регулятора производительности. Роторы представляют собой цилиндрические шестерни (винты) с зубьями специального профиля. При вращении винтов вершины зубьев описывают цилиндрические поверхности. Зазоры между роторами, а также роторами и корпусом очень малы. Ведущий винт, как правило, имеет четыре выступа, ведомый — шесть при равных наружных диаметрах роторов. Зубья по длине ротора не образуют полного винта.

Рабочий цикл винтового компрессора состоит из четырех фаз: всасывания, переноса, сжатия и нагнетания.

Винтовые компрессоры имеют ряд преимуществ перед поршневыми и центробежными. В отличие от поршневых, у них нет всасывающих клапанов, возвратно-поступательно движущихся частей, трущихся поверхностей в цилиндре. Они имеют более высокий коэффициент подачи вследствие низких дроссельных потерь на стороне всасывания и хорошего уплотнения зазоров. Винтовые компрессоры имеют больший срок службы до капитального ремонта, плавное и экономичное регулирование производительности.

По сравнению с поршневыми центробежные компрессоры обладают рядом преимуществ: меньшие масса и габариты при одинаковой производительности; более высокие надежность и безопасность; уравновешенность инерционных сил, позволяющая использовать легкие фундаменты; отсутствие смазочного масла в холодильном агенте; возможность использования циклов с многоступенчатым сжатием паров и дросселированием жидкости; возможность непосредственного соединения с быстроходным двигателем (паровой или газовой турбиной, высокочастотным электродвигателем); сравнительная простота конструкции и регулирование холодильной мощности в широких пределах.

2. Описание принципиальной технологической схемы дожимной насосной станции (ДНС)
Дожимные насосные станции (ДНС) применяются в тех случаях, если на месторождениях (группе месторождений) пластовой энергии недостаточно для транспортировки нефтегазовой смеси до установок предварительного сброса воды (УПСВ) или цеха подготовки и перекачки нефти (ЦППН). Обычно ДНС применяются на отделенных месторождениях.
Дожимные насосные станции предназначены для сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости, дальнейшего отдельного транспортирования нефти центробежными насосами, а газа – под давлением сепарации. В зависимости от пропускной способности по жидкости существует несколько типов ДНС.

Дожимная насосная станция состоит из следующих блоков:
буферной емкости;сбора и откачки утечек нефти; насосного блока;свечи аварийного сброса газа.

3. Подрежимом бурения понимается сочетание регулируемых параметров, влияющих на качество бурения, к числу которых относятся: осевая нагрузка (давление) на долото р_д; частота вращения долота и; количество прокачиваемого бурового раствора Q_p; показатели бурового раствора (плотность, вязкость, показатель фильтрации, статическое напряжение сдвига). Сочетание этих параметров, позволяющее получать наиболее высокие качественные и количественные показатели бурения, называется рациональным (илиоптимальным) режимом бурения.

4.Все рабочие должны пройти производственный инструктаж по технике безопасности. Содержание инструктажа должно охватывать все виды работ, выполняемых конкретным работником в пределах профессии, на которую он принят на работу.

Находясь на рабочих местах, рабочие должны пользоваться установленной для них спецодеждой, обувью и индивидуальными защитными приспособлениями. Рабочие места и участки работы должны оборудоваться указателями, предупреждающими рабочих об опасностях, а подвижные части механизмов должны ограждаться специальными заградительными щитами. Инструмент, которым пользуются рабочие при проведении работ, должен находиться в исправном состоянии.

Большинство методов повышения нефтеотдачи проводят при высоких давлениях, а поэтому перед применением методов необходима предварительная опрессовка всего оборудования и трубопроводов при надлежащем достаточном оснащении всей системы обвязки трубопроводов исправными приборами (манометрами).

При осуществлении поддержания пластового давления закачкой воды на всех объектах системы ППД - кустовые насосные станции, трубопроводы, скважины - должно быть организовано наблюдение за состоянием их исправности. Не допускается наличие утечек воды и газа. При обнаружении утечек газа все работы в зоне возможной загазованности должны быть прекращены. Не допускается проведение работ в системе ППД при загрязнении рабочего места или прилегающей территории нефтью, при отсутствии должного освещения. Не допускается проводить ремонтные работы в системе ППД по замене задвижек, контрольно-измерительных приборов и т.п. при наличии давления. При проведении ремонтных работ в насосных или компрессорных станциях пусковые устройства двигателей должны снабжаться плакатами «Не включать - работают люди». Если возникает необходимость проведения работ на скважинах с нефтегазопроявлением, то должны быть соблюдены правила противопожарной безопасности. Работать следует, находясь с наветренной стороны, и использовать инструмент, не создающий искр при соударении с оборудованием.

5.В соответствии с регламентом технического обслуживания на газотурбинные ГПА определены два вида планового ремонта: средний и капитальный. Средний ремонт - комплекс профилактических ремонтных работ на отдельных узлах ГПА, выполняемых с целью восстановления эксплуатационных характеристик агрегата.и обеспечения, его надежной эксплуатации до ближайшего капитального ремонта. При среднем ремонте в обязательном порядке проводится дефектация отработавших эксплуатационный ресурс узлов и деталей.
Капитальный ремонт заключается в полной разборке и дефектации основного и вспомогательного оборудования агрегата, замене отработавших заводской ресурс составных частей, в том числе и базовых, регулировке и испытании систем, выполнении работ по восстановлению эксплуатационных характеристик агрегата.
Ремонтный персонал совместно проводят обследование технического состояния агрегата и на основании его результатов, а также обнаруженных во время межремонтного периода неисправностей составляется предварительная дефектная ведомость. В программу обследования входят: осмотр агрегата и систем подготовки масла, циклового воздуха; измерение рабочих параметров ГПА; определение располагаемой мощности, удельного расхода масла; виброобследование агрегата; измерение температуры корпусов. Предремонтное обследование на работающем агрегате позволяет выявить такие неисправности, обнаружить которые трудно или вообще невозможно после остановки и вскрытия агрегата. Кроме того, результаты обследования необходимы в дальнейшем для оценки качества ремонта.

 

12

1.Стандарт предусматривает выпуск двух схем штанговых насосов: вставных и невставных. Основное принципиальное их отличие в том, что цилиндр невставного насоса встроен в колонну НКТ и для замены насоса необходим подъем колонны НКТ. Вставной насос опускается в трубы НКТ на штангах и крепится в нужном месте колонны с помощью специального в глубоких скважинах.
Скважинные насосы по ОСТ 26-16-06-86 выпускают следующих типов: НВ1 вставной с замком наверху, НВ2 вставной с замком внизу, НН невставной без ловителя, НН1 невставной с захватным штоком, НН2 невставной с ловителем

2.Процесс предварительного обезвоживания нефти должен предусматриваться при обводненности поступающей продукции скважин не менее 15 - 20 % и осуществляться, как правило, без дополнительного нагрева продукции скважин с применением деэмульгаторов, высокоэффективных при умеренных и низких температурах процесса предварительного обезвоживания нефти.

Предварительное обезвоживание нефти должно преимущественно осуществляться в аппаратах для совместной подготовки нефти и воды. При этом сбрасываемые пластовые воды должны иметь качество, как правило, обеспечивающее их закачку в продуктивные горизонты без дополнительной очистки (предусматривается только дегазация воды).

Сброс пластовых вод с аппаратов предварительного обезвоживания нефти должен предусматриваться под остаточным давлением, обеспечивающим подачу их на прием насосных станций системы заводнения или, при необходимости, на очистные сооружения без установки дополнительных насосных.

Для аппаратуры и трубопроводов, обеспечивающих проведение процесса предварительного обезвоживания нефти, с целью сокращения потерь тепла должна предусматриваться тепловая изоляция.

3.Крепление скважин - процесс укрепления стенок буровых скважин обсадными трубами и тампонажным раствором. Наиболее распространено крепление скважин последовательным спуском и цементированием направляющей колонны, кондуктора, промежуточной и эксплуатационных колонн. Промежуточная и эксплуатационная колонны могут быть спущены целиком, секциями и в виде потайных обсадных колонн, которые, как правило, входят в башмак предыдущей колонны и в процессе проводки скважины могут быть наращены до устья.

4. Технологические процессы добычи, сбора, подготовки нефти и газа должны учитываться в проектах обустройства и обеспечивать безопасность обслуживающего персонала и населения.

Закрытые помещения объектов сбора, подготовки и транспортировки нефти, газа и конденсата должны иметь систему контроля состояния воздушной среды, сблокированную с системой звуковой и световой аварийной сигнализации. Действия персонала при возникновении аварийных сигналов должны быть представлены в планах ликвидации аварий (ПЛА).

Все помещения должны иметь постоянно действующую систему приточно-вытяжной вентиляции. Кратность воздухообмена рассчитывается в соответствии с установленными нормами.

Основные технологические параметры указанных объектов и данные о состоянии воздушной среды должны быть выведены на пункт управления (диспетчерский пункт).. Системы управления должны иметь сигнальные устройства предупреждения отключения объектов и двустороннюю связь с диспетчерским пунктом.

Каждый управляемый с диспетчерского пункта объект должен иметь также ручное управление непосредственно на объекте.

Система сбора нефти и газа должна быть закрытой, а устья нагнетательных, наблюдательных и добывающих скважин герметичными.

На объектах сбора и подготовки нефти и газа, насосных и компрессорных станциях должна быть технологическая схема, утвержденная техническим руководителем организации, с указанием номеров задвижек, аппаратов, направлений потоков, полностью соответствующих их нумерации в проектной технологической схеме. Технологическая схема является частью плана ликвидации возможных аварий.

5.При транспорте газа наиболее существенными источниками загрязнения биосферы являются компрессорные станции. Они поставляют в воздушную среду большую часть оксида и диоксида азота, оксида углерода. Снижение их содержания в воздухе главная задача в газовой отрасли. Отсюда необходимо обеспечение герметичности всех систем, сокращение аварийных ситуаций, что связано с уменьшением потерь газа, и, следовательно, негативного воздействия на окружающую среду. Мощный парк газоперекачивающих аппаратов и установок участвует в общем вкладе загрязнения воздушного бассейна и в изменении природных условий. Постоянно выделяющиеся загрязняющие вещества рассредоточиваются воздушными потоками на большие расстояния.

 

14

1. Установка самоходная подъемная «АзИНМАШ-37А1» предназначена для производства спускоподъемных операций в процессе текущего и капитального ремонтов скважин, не оборудованных вышками и мачтами для производства тартальных работ, для чистки песчаных пробок желонкой и для возбуждения скважин поршневанием с выбуриванием. Кроме того, с его помощью, промывочным агрегатом и ротором с индивидуальным приводом, можно проводить промывку скважин и разбуривание песчаных пробок.

Установка предназначается для работы в умеренном и холодном (район I2) макроклиматических районах по ГОСТ 16350-80.

Установка является самоходной нефтепромысловой машиной, смонтированной на шасси трёхосного автомобиля высокой проходимости КрАЗ-260, и состоит из:

· однобарабанной лебёдки

· двухсекционной телескопической вышки с талевой системой.

Установка комплектуется набором инструментов (ключами) и механизмами для свинчивания и развенчивания насосно-компрессорных труб и насосных штанг.

Вышка в транспортном положении располагается горизонтально над установкой на передней и задней опорах, а в рабочем положении-с наклоном 4º36´ от вертикали в сторону устья скважины.

Подъём вышки из транспортного положения в рабочее осуществляется двумя гидравлическими домкратами, а выдвижение верхней секции - специальной лебёдкой с гидравлическим приводом.

Нижняя часть вышки, являясь задней опорой, выполнена отдельной конструкцией и жёстко связана с рамой установки, что дает возможность производить установку её у скважины без перемещения с частично поднятой вышкой.

Номинальная грузоподъемность 32т, наибольшая высота подъема крюка 14м.