Физико-механические свойства горных пород.

БИЛЕТ №1

 

Физико-механические свойства горных пород.

Охарактеризуйте основные способы эксплуатации добывающих скважин.

Цель и задачи текущего ремонта скважин.

Понятие «взрыва».

План мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий.

 

1. Физико-механические свойства горных пород.

Достоверные сведения о физико-механических свойствах горных пород позволяют заблаговременно составить представление о характере возможных деформаций и степени устойчивости обнажений массива, а также служат основанием для разработки и внедрения наиболее эффективных методов разрушения горных пород при ведении горных работ, креплении и поддержании горных выработок. Под механическими свойствами горных пород понимают характеристики, определяющие способность пород противодействовать деформированию и разрушению в сочетании со способностью упруго или пластически деформироваться под действием внешних механических сил. Механические свойства пород можно подразделить на прочностные, упругие и др. Прочность характеризует сопротивляемость породы раздавливающим, разрывающим и скалывающим нагрузкам. Пределом прочности называют напряжение, при котором образец породы разрушается. Большинство горных пород имеет зернистую структуру (например, песчаники), причем межкристаллическое сцепление значительно меньше прочности самих зерен. Такие горные породы являются хрупкими и разрушаются без предварительной пластической деформации. Глины и некоторые виды известняков обладают пластическими свойствами. Горные породы обладают достаточно высокой прочностью только на сжатие, сопротивление же их растяжению, сдвигу и изгибу очень мало и составляет десятые и сотые доли сопротивления сжатию. При сложных процессах механического разрушения горных пород (бурение шпуров, применение проходческих комбайнов и т.д.) чаще находит применение термин «крепость горной породы». Крепость —величина, приближенно характеризующая относительную сопротивляемость породы разрушению при добыче. Дробимость —относительная сопротивляемость породы измельчению при воздействии ударной нагрузки. Абразивность горных пород и угля — способность истирать металлы, твердые сплавы и др. Поэтому абразивность горной породы обычно оценивают по износу материала, контактирующего с нею. Контактная прочность —сопротивляемость породы разрушению в приповерхностном слое при местных контактных воздействиях.По величине контактной прочности все горные породы делят на 12 классов. Первый класс составляют слабые породы с контактной прочностью менее 300 МПа, к двенадцатому классу относят крепчайшие породы с пределом прочности более 5650 МПа. Хрупкость — свойство горных пород разрушаться без пластических деформаций. Пластичность — свойство породы под воздействием сил претерпевать остаточную деформацию без микроскопических нарушений сплошности. Она растет с увеличением температуры и давления. Наиболее пластичны, например, глины.Между хрупкими и пластичными породами нельзя провести резкой грани, так как одна и та же порода в зависимости от рода и скорости приложения нагрузки может быть хрупкой или пластичной. Твердость — сопротивляемость породы при местных контактных воздействиях пластической деформации или хрупкому разрушению в поверхностном слое. Статической твердостью – Сопротивляемость горной породы внедрению инструмента или вдавливанию при статическ ом. Вязкость — свойство, характеризующее сопротивляемость усилиям, стремящимся отделить часть породы от массива. Вязкость часто выражают через работу деформации — работу, необходимую для разрушения породы. Вязкость зависит от прочности и пластичности породы. В однородных породах вязкость равномерна во всех направлениях. В неоднородных породах вязкость вдоль слоев меньше, чем в направлении, перпендикулярном к ним. Плотность горной породы — масса единицы ее объема в естественном состоянии со всеми содержащимися в ее порах жидкостями и газами.Различают среднюю и минералогическую плотности. Пористость — суммарный относительный объем пор, содержащихся в горной породе. Наличие в породе пор и трещин уменьшает силы сцепления и облегчает разрушение породы под действием бурового инструмента. Чем больше объем пор, тем меньше ее плотность.

Пористость горных пород колеблется в широких пределах и зависит от размеров и формы зерен, слагающих породу, а также от минералогического состава, однородности, плотности ее сложения. Пористые горные породы обладают сжимаемостью, т.е. их объем уменьшается после сжатия. Однако практически сжимаемость горных пород незначительна. Упругость — свойство тела восстанавливать свою первоначальную форму после прекращения действия на него силы. Деформация горных пород — изменение относительного положения частиц массива горных пород под действием сил. Ползучестью горной породы называют медленное нарастание во времени пластической деформации породы при силовых воздействиях, меньших, чем те, которые могут вызвать остаточную деформацию при испытаниях обычной длительности. Величина ползучести горных пород имеет большое значение при поддержании горных выработок, так как от нее зависит смещение горных пород на контуре выработок и, следовательно, нагрузка на крепь.Ползучесть горных пород в большей мере проявляется на больших глубинах от поверхности. Разрыхляемость —свойство горной породы занимать в разрыхленном состоянии больший объем по сравнению с тем, который она занимала в массиве.Отношение объемов горной породы в разрыхленном состоянии и в массиве называют коэффициентом разрыхления. Величина этого коэффициента зависит от крепости породы, ее строения и сложения, степени разрыхления, способа добычи, наличия воды. Наиболее разрыхляемы твердые и прочные породы, наименьшей разрыхляемостыо обладают малосвязанные и рыхлые. Трещиноватость — нарушенность монолитности пород трещинами. Трещиноватость горных пород значительно ослабляет устойчивость массива, существенно влияет на параметры буровзрывных работ, способы проведения и крепления горных выработок.Влажностью горных пород называют количество воды, содержащейся в их порах, трещинах и других полостях.Количество воды, содержащейся в породе в естественных условиях, называют естественной влажностью

2. Охарактеризуйте основные способы эксплуатации добывающих скважин.

Фонтанный, когда нефть извлекается из скважин самоизливом; Фонтанный способ эксплуатации скважин применяется, если пластовое давление в залежи велико. В этом случае нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по НКТ за счет пластовой энергии. Фонтанирование скважин может происходить под действием гидростатического напора, а также энергии расширяющегося газа.

Газлифтный - с помощью энергии сжатого газа, вводимого в скважину извне; недостающее количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности. В скважину опускают два ряда насосных труб. По затрубному пространству между наружной и внутренней трубами подают под давлением газ или воздух.

Насосный - извлечение нефти с помощью насосов различных типов. При насосном способе эксплуатации подъем нефти из скважин на поверхность осуществляется штанговыми и бесштанговыми насосами (погружные электроцентробежные насосы, винтовые насосы и др).

Штанговые: Наземное оборудование: станок-качалка (СК), оборудование устья.

Подземное оборудование: насосно-компрессорные трубы (НКТ), насосные штанги (НШ), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Недостатками штанговых насосов является ограниченность глубины их подвески и малая подача нефти из скважин. По способу крепления насосов к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и не вставные (НСН) скважинные насосы

На заключительной стадии эксплуатации вместе с нефтью из скважин поступает большое количество пластовой воды, применение штанговых насосов становится малоэффективным. Этих недостатков лишены установки погружных электронасосов УЭЦН.

Все насосы делятся на две основные группы; обычного и износостойкого исполнения. Подавляющая часть действующего фонда насосов (около 95 %) — обычного исполнения.

Насосы износостойкого исполнения предназначены для работы в скважинах, в продукции которых имеется небольшое количество песка и других механических примесей (до 1 % по массе). По поперечным размерам все насосы делятся на 3 условные группы: 5; 5А и 6, что означает номинальный диаметр обсадной колонны, (в дюймах), в которую может быть спущен данный насос. Группа 5 имеет наружный диаметр корпуса 92 мм, группа 5А — 103 мм и группа 6 — 114 мм.

Пример условного обозначения — УЭЦНМК5-50-1200, где У установка; Э привод от погружного электродвигателя; Ц центробежный; Н – насос; М модульный; К – коррозионно-стойкого исполнения; 5 – группа насоса; 50 подача, м3/сут; 1200 – напор, м.

Электродвигатели в установках применяются асинхронные, 3 фазные с короткозамкнутым ротором вертикального исполнения ПЭД40-103 — обозначает: погружной электродвигатель, мощностью 40 кВт, диаметром 103 мм. Двигатель заполняется специальным маловязким, высокой диэлектрической прочности маслом, служащим для охлаждения и смазки.

Погружные винтовые насосы стали применяться на практике сравнительно недавно. Винтовой насос — это насос объемного действия, подача которого прямопропорциональна частоте вращения специального винта (или винтов). При вращении винт и его обойма образуют по всей длине ряд замкнутых полостей, которые передвигаются от приема насоса к его выкиду. Вместе с ними перемещается и откачиваемая жидкость.

Выбор способа эксплуатации нефтяных скважин зависит от величины пластового давления и глубины залегания пласта.

3. Цель и задачи текущего ремонта скважин.

Подземный ремонт скважин подразделяется:

1. на текущий ремонт скважин;

2. на капитальный ремонт скважин.

Цель подземного текущего ремонта скважин – восстановление работоспособности скважины и внутрискважинного оборудования. Восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, изменение режима эксплуатации скважины, очистка забоя от парафинистых отложений, солей и песча­ных пробок бригадой ТРС.

Общая характеристика видов работ по капитальному ремонту скважин: ремонтно-изоляционные работы; устране­ние негерметичности эксплуатационной колонны; устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта; переход на другие горизонты и приобщение пла­стов; внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, ОРЗ, пакеров-отсекателей; ком­плекс подземных работ, связанных с бурением; обработка призабойной зоны; ис­следование скважин; перевод скважин на использование по другому назначению; ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин; консервация и расконсерва­ция скважин; прочие виды работ.

4. Понятие «взрыва».

Взрыв – это быстро протекающая физико-химическая реакция превращения вещества, при которой выделяется тепло и большое количество сжатых газов, способных производить механическую работу разрушения и перемещения окружающей среды.

Параметры:

Продолжительность-несколько миллисекунд.Температуры взрыва Т, °С могут составлять 3000-4500 °С.

Давления в эпицентре взрыва Р, атм составляют 300 000-350 000 атм. Теплота взрыва Q, МДж составляет 4-7 МДж/кг.

Объемы выделяющихся при взрыве газообразных продуктов взрыва Vг, л/кг, которые при расширении определяют работу взрыва, составляют 600-800 л/кг. Первоначально при взрыве возникает ионизированный газ. При расширении и уменьшении температуры газа возникают молекулярные формы N2, CO2, CO, H2O и NO. При снижении температуры до 1000 градусов возникают метан, этан и ацетилен, а в сернистых скважинах также H2S и SO2

5. План мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий.

1. План мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий (далее - ПЛА) должен быть составлен на каждый ОПО.

2. В ПЛА должны предусматриваться: возможные аварии, места их возникновения и условия, опасные для жизни людей, мероприятия по спасению людей, первоочередные действия персонала (отключить, закрыть) при возникновении аварий, места нахождения средств для спасения людей и ликвидации аварий, порядок взаимодействия с газоспасательными, пожарными и противофонтанными отрядами.

3. ПЛА разрабатываются комиссией, из специалистов, назначенных приказом по предприятию. ПЛА пересматриваются 1 раз в три года. При изменении технологии, условий работы, правил безопасности в ПЛА должны быть внесены изменения и дополнения.

4. ПЛА в количестве 5 экземпляров утверждается техническим руководителем предприятия при наличии актов проверки.

5. ПЛА должен содержать: о перативную часть, в которой:

1. Все виды возможных аварий, 2. Распределение обязанностей 3. Список должностных лиц и учреждений, 4. Схемы основных коммуникаций 5. Списки инструментов, СИЗ, материалов 6. Способы оповещения пути выхода людей из опасных мест и участков. 7. Действия персонала, ответственных за эвакуацию людей. 5. Выставление на путях подхода (подъезда) постов контроля за пропуском в загазованную и опасную зоны. 6. Способы ликвидации аварий в начальной стадии.

7. Ознакомление с ПЛА персонала должно быть оформлено документально в журнале регистрации инструктажей по ОТ на рабочем месте под роспись.

9. Ответственность за своевременное и правильное составление ПЛА и его соответствие положению в ФНП на производстве несут руководитель объекта и технический руководитель.

10. Периодичность проведения учебно-тренировочных занятий по выработке навыков выполнения мероприятий ПЛА, кроме случаев, установленных ФНП, определяется организацией с учетом конкретных условий, но не реже одного раза в год.

11. Результаты учебно-тренировочных занятий по ПЛА должны заноситься в журналы по их регистрации под роспись персонала участвующих в занятии.

 

Билет № 2

Требования, предъявляемые к руководителям работ, производящим ремонт и реконструкцию скважин.

Основные параметры взрыва.

Билет № 3

1. Основные требования качества цементирования скважин.

Конструкция скважины.

Газоопасные работы. Требования к работам в замкнутом пространстве.

1. Основные требования качества цементирования скважин.

Тампонажные материалы, используемые при строительстве скважин, должны иметь соответствующие сертификаты качества.

- Спуск и цементирование обсадных колонн проводятся по планам, разработанным буровой организацией и утвержденным в установленном порядке.

- Перед подготовкой ствола скважины к спуску колонны должен быть проведен комплекс электрометрических работ и других исследований, необходимых для детального планирования процесса крепления.

Обсадные колонны в пределах интервала цементирования должны оснащаться элементами технологической оснастки.

В процессе цементирования должна обеспечиваться регистрация параметров, характеризующих этот процесс.

- Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения секций обсадных колонн, а также башмаком предыдущей обсадной колонны, в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150 м и 500 м.

- Общая проектная высота подъема тампонажного раствора за обсадными колоннами должна обеспечивать:

- превышение гидростатических давлений составного столба бурового раствора и жидкости затворения цемента над пластовыми давлениями перекрываемых флюидосодержащих горизонтов;

- исключение гидроразрыва пород или развитие интенсивного поглощения раствора;

 

2. Охарактеризуйте основные способы эксплуатации нагнетательных скважин (ВСП, МСП, ОРЗ).

Особенностью системы внутрискважинной перекачки подземных вод для поддержания пластового давления является то, что отбор подземной воды из водоносного пласта и её закачка в продуктивный пласт осуществляется непосредственно в скважине, вследствие чего вода не контактирует с воздухом и не насыщается кислородом (снижается скорость коррозии).

Отбор подземных вод и закачка их в нефтяные залежи осуществляется в основном по трем технологическим схемам:

- естественный внутрискважинный перепуск воды из водоносного горизонта в нефтяной пласт;

- принудительный внутрискважинный перепуск воды из водоносного горизонта в нефтяной пласт с помощью погружного высоконапорного насоса;

Преимуществами данных технологий ВСП и МСП перед обычной схемой закачки «КНС-скважина-пласт» являются:

- отказ от закупаемой пресной воды;

- при ВСП нет необходимости в строительстве водовода, а при МСП затраты на строительство водовода значительно сокращаются,

- при ВСП и МСП используется минерализованная вода, обладающая лучшими вытесняющими свойствами, по сравнению с пресной водой, и не вызывает набухание глинистых частиц (не ухудшает коллекторские свойства пласта).

Но при использовании этих технологий были выявлены и недостатки:

- при ВСП нет возможности контроля качества закачиваемой воды;

- работа скважин по технологии ВСП или МСП режимная (циклическая), т.е. оборудование скважины простаивает, а потенциал водоносного пласта используется не в полном объеме.

Эти недостатки являются существенными и требуют срочного устранения.

МСП

Основными предпосылками внедрения технологии МСП являются: наличие скважины донора вблизи нагнетательной скважины.

Закачиваемая пластовая вода (рабочий агент) должна иметь качество, способное обеспечить длительную и устойчивую приемистость нагнетательных скважин. Основными показателями качества закачиваемых пластовых вод, оказывающими влияние на снижение приемистости нагнетательных скважин, являются концентрация нефтепродуктов и ТВЧ.

ОРЗ

Одновременная раздельная закачка воды (ОРЗ) означает закачку воды отдельно в каждый пласт (или пачку пластов) под разными давлениями в соответствии с коллекторскими свойствами каждого пласта с целью более равномерной выработки вскрытых скважиной пластов.

Регулирование закачки воды по отдельным пластам может быть осуществлено несколькими способами.

Один из способов предусматривает проведение закачки воды в разобщенные пласты по раздельным каналам под разными давлениями подведением к устью скважины водоводов с разными давлениями или за счёт штуцирования на устье скважины. При такой схеме значительно упрощаются процессы раздельной закачки воды. Замер приемистости воды, закачиваемой в разобщаемые пласты, осуществляется расходомерами непосредственно на устье скважины.

Другой способ заключается в том, что вода закачивается в скважину по одному каналу, а распределяется по отдельным пластам при помощи сменных или регулируемых забойных штуцеров (мандрелей). При использовании забойного или устьевого штуцирования к нагнетательной скважине должна подводиться вода с давлением, обеспечивающим заданную приемистость пласта с худшими коллекторскими свойствами.

3. Конструкция скважины.

Направление – предназначено для укрепления стенок скважины от их размыва проточной водой и промывочной жидкостью и изоляции от верхних подземных вод.

Кондуктор – предназначен для изоляции зоны осложнения с целью дальнейшего углубления скважины.

Технологическая колонна – предназначена для изоляции зон осложнений, а также верхнего продуктивного горизонта, с целью последующей их разработки.

Эксплуатационная колонна – предназначена для надежной изоляции продуктивного горизонта от поглощающих и проявляющих пластов, с целью предотвращения в ней внутрипластовых протоков и размещения в ней эксплуатационного оборудования и создания надежного герметичного канала между продуктивным пластом и устьем скважины, на котором монтируется устьевое оборудование.

4. Горение взрывчатого вещества.

Горение ВВ - это медленное химическое превращение, сопровождающееся фазовыми превращениями вещества. Различают медленное поверхностное (ламинарное) и ускоренное объемное (конвективное) горение. Поверх-е может переходить в объемное, далее детонация. Для тротила Рперехода=2000 атм.

Ттв.в-ва-Тплавл-Ткип-Твспышки-Горение

Горение, свойственное порохам, протекает со скоростью от долей сантиметра до сотен метров в секунду. Горение передается за счет теплопроводности, конвекции и излучения. Скорость горения существенно зависит от внешнего давления. В замкнутом объеме горение характеризуется быстрым нарастанием давления, увеличением скорости горения и способностью газообразных продуктов производить работу метания, т.е. сообщать предмету скорость и выбрасывать его без разрушения (дробления).

 

5. Газоопасные работы. Требования к работам в замкнутом пространстве.

К газоопасным относятся работы, связанные с осмотром, чисткой, ремонтом, разгерметизацией технологического оборудования, при которых не исключена возможность выделения в рабочую зону взрывопожароопасных или вредных паров, газов и других веществ, способных вызвать взрыв, загорание, оказать вредное воздействие на организм человека, а также работы при недостаточном содержании кислорода (ниже 20% объемных).

По каждому цеху (производству) должен быть перечень газоопасных работ

I - проводимые с оформлением наряда-допуска по форме приложения 2;

II - проводимые без оформления наряда-допуска, с обязательной регистрацией работ перед их началом в журнале по форме приложения 3;

III - вызванные необходимостью ликвидации или локализации возможных аварийных ситуаций и аварий.

Газоопасная работасостоит из двух этапов:

Подготовка объекта к проведению газоопасной работы,

должны быть остановлены, освобождены от продукта, отключены и заглушены от действующей аппаратуры, пропарены и проветрены

Проведение газоопасной работы.

Ответственным за подготовку назначается ИТР цеха, в ведении которого находится эксплуатационный персонал данного объекта.

Ответственным за проведение газоопасной работы назначается ИТР, не занятый на период проведения такой работы ведением технологического процесса и знающий способы безопасного проведения газоопасных работ.

Главный инженер несет ответственность за организацию работ по обеспечению безопасного проведения газоопасных работ в целом по предприятию, а за организацию безопасного проведения в цехе несет начальник цеха.

Основными видами газоопасных работ могут быть:

- работы на устье бурящихся и ремонтируемых скважин;

- операции по нейтрализации сероводорода в промывочной жидкости;

- установка и снятие заглушек, смена прокладок, запорных и предохранительных устройств, замена участков действующих нефтегазопроводов и врезка в них;

- ремонт оборудования и коммуникаций, связанный с возможностью выделения взрывопожароопасных и (или) токсичных паров и газов;

- пуск, остановка и ремонт газовых горелок и других газовых аппаратов;

- работы, проводимые в заведомо загазованной среде или при которых возможно выделение токсичных газов;

- работы в колодцах, котлованах, приямках и местах выводов канализационных стоков.

Все лица, которым предстоит работать в замкнутом пространстве - ЗП должны пройти инструктаж о возможных опасностях, мерах безопасности, правилах оказания доврачебной помощи и действиях в аварийных ситуациях.

Подготовка ЗП к работам внутри него должна выполняться технологическим персоналом под руководством ИТР. Работы в ЗП должны проводиться в светлое время суток. В темное время суток работы могут проводиться только в аварийных случаях.

Перед допуском лиц в ЗП должен быть проведен анализ воздушной среды,

Лица, входящие в ЗП для отбора проб воздуха перед началом работы, должны использовать дыхательный аппарат автономного действия или шланговый противогаз

Перед допуском лиц в ЗП все работающее от приводов оборудование в ЗП (например, мешалки) и источники питания должны быть выключены.

Непосредственно перед допуском работников в ЗП лицо, ответственное за проведение работ, должно проверить (путем опроса) состояние здоровья работников, повторно проинструктировать весь состав бригады о безопасных методах работы, проверить качество и соответствие данным условиям работы спецодежды, СИЗ, спасательного снаряжения и инструментов, убедиться в том, что каждый работник знает свои функции и обязанности.

В ЗП разрешается работать только одному человеку. После входа работника в ЗП он должен застопорить, все вращающиеся и движущиеся части механизмов во избежание их случайного приведения в действие.

Лица, входящие в ЗП, должны надеть на себя разрешенные к применению спасательные пояса с лямками с присоединенной сигнально-спасательной веревкой.

Время работы не более 30 минут, отдых не менее 15 минут.

Билет № 4

Билет № 5

План работ на ремонт скважины.

Требования электробезопасности при эксплуатации оборудования на нефтяных объектах.

План работ на ремонт скважины.

Основной документ согласно которого производится ремонт на скважине. В плане работ указываются все технологические операции проводимые на скважине

4.3.1. Работы по текущему и капитальному ремонту скважин производятся по планам, разработанной организацией - исполнителем работ.

Порядок разработки и условия согласования плана работ по текущему ремонту скважин устанавливаются недропользователем (заказчиком).

4.3.2. План работ должен содержать:

- сведения о конструкции и состоянии скважины;

- пластовые давления и дату их последнего замера;

- сведения о внутрискважинном оборудовании;

- перечень планируемых технологических операций;

- режимы и параметры технологических процессов;

- сведения о категории скважины;

- газовый фактор;

- схему и тип противовыбросового оборудования;

- плотность жидкости глушения в соответствии с требованиями п. 2.7.3.3 и параметры промывочной жидкости;

- объем запаса раствора, условия его доставки с растворного узла;

- мероприятия по предотвращению аварий (нефтегазопроявлений и т.п.).

4.3.3. При ведении работ, связанных с забуриванием и проводкой боковых стволов, планы работ должны дополнительно включать:

- интервал вырезки "окна" в эксплуатационной колонне;

- технические средства и режимы работ по вырезке "окна";

- параметры траектории бокового ствола (радиус кривизны, длина бокового ствола и т.п.);

- компоновки колонны труб и низа бурильной колонны;

- тип породоразрушающего инструмента и его привода;

- навигационное обеспечение траектории бокового ствола или горизонтального ответвления;

- режимы проходки бокового ствола и утилизации выбуренной породы;

- крепление пробуренного ствола (спуск фильтра, технологическая оснастка, сочленение фильтра с эксплуатационной колонной и т.д.).

Требования электробезопасности при эксплуатации оборудования на нефтяных объектах.

Электрооборудование ОПО должно быть стойким в отношении воздействия окружающей среды или защищенным от этого воздействия.

Ячейки распределительного устройства должны быть оборудованы запорным устройством и блокировкой;

Пересечение вертикальной плоскости, проходящей через крайние провода воздушных линий электропередачи, с растяжками вышек не разрешается.

Для обеспечения безопасности людей металлические части электроустановок, корпуса электрооборудования и приводное оборудование должны быть выполнены в соответствии с требованиями данной главы Правил и заземлены ( занулены).

Для определения технического состояния заземляющего устройства - ЗУ должны производиться измерение его сопротивления, измерение напряжения прикосновения; измерение токов короткого замыкания электроустановки, проверка состояния пробивных предохранителей; измерение удельного сопротивления грунта в районе заземляющего устройства.

Результаты измерений оформляются протоколами.

Ремонт технических устройств с приводом от электродвигателя проводится только после выполнения мер, исключающих возможность случайного включения электропривода.

Для обеспечения ремонта коммутационной аппаратуры в распределительном устройстве со снятием напряжения на вводе каждой питающей линии следует предусматривать линейный разъединитель.

ОПО должны быть обеспечены переносными светильниками. Для питания переносных (ручных) электрических светильников в помещениях с повышенной опасностью и в особо опасных помещениях должно применяться напряжение не выше 50В, а при работах в особо неблагоприятных условиях и в наружных установках - не выше 12 В.

Вилки приборов на напряжение 12 - 50В не должны входить в розетки с более высоким номинальным напряжением. В помещениях, в которых используется напряжение двух и более номиналов, на всех штепсельных розетках должны быть надписи с указанием номинального напряжения.

Запрещается последовательное включение в заземляющее устройство нескольких заземляемых объектов (соединение между собой заземляющих устройств разных зданий, сооружений, установок при помощи одного заземляющего проводника).

Монтаж, демонтаж и наладка наземного силового электрооборудовани я, системы электроснабжения, освещения, молниезащиты и заземления должны выполняться персоналом, имеющим допуск к обслуживанию и ремонту электрооборудования.

Эксплуатация электрооборудования при неисправных средствах взрывозащиты, блокировках, нарушениях схем управления и защиты не разрешается.

Билет № 6

Подготовка скважины к ремонту.

Подготовка скважины к ремонту.

Мастер бригады КРС, получив план, до переезда бригады должен согласовать с мастером ЦДНГ (ЦППД) маршрут движения,, и ознакомить всех участников переезда с маршрутом движения на скважину. При необходимости заблаговременно по заявке цеха по ремонту скважин должен быть произведен демонтаж станка-качалки.

- Мастер бригады КРС должен вызвать представителя заказчика на прием-сдачу скважины в ремонт за сутки до переезда.

Представитель заказчика должен прибыть на скважину для ее сдачи в ремонт в течение трех часов.

- При передаче скважины мастер КРС и мастер ЦДНГ (ЦППД) должны определить буферное (устьевое) давление и проверить: испр. наземного оборудования; испр. электропусковой аппаратуры; испр. устьевой арматуры и ее комплектность; загрязненность устьевого оборудования и территории скважины; соответствие планировки территории скважины, позволяющей провести расстановку оборудования и монтаж подъемного агрегата.

- В зимнее время заблаговременно должна быть подготовлена (расчищена от снега и льда) дорога и территория скважины. Весной, по мере таяния снега, должно быть уточнено фактическое расположение промысловых дорог согласно утвержденным схемам с целью исключения заездов на луга и посевы.

- При сдаче скважины в ремонт представитель заказчика должен ознакомить мастера бригады КРС с существующей схемой обвязки скважины и подземными коммуникациями. С момента подписания акта на прием-сдачу скважины в ремонт, до подписания акта о сдаче скважины из ремонта, ответственность за состояние скважины и прилегающей территории возлагается на мастера ремонтной бригады.

- Сдача скв. в ремонт должна быть оформлена актом в двух экземплярах; один в бригаде КРС, а второй - в ЦДНГ (ЦППД).

 

Билет № 7

Требования безопасности при транспортировке оборудования на скважину.

Основные этапы ЗМНГС

1. Первичное вскрытия продуктивных горизонтов(бурение под ЭОК)
2. Крепление скважины ЭОколонной
1. Подготовительные работы к спуску и цементированию ЭОК
2. Спуск ЭОК
3. Цементирование ЭОК
4. Ожидание затвердевания тампонажного раствора и контроль цементирования скважины
3. Вторичное вскрытие продуктивных горизонтов
4. Заключительные работы по скважине

2. Технология закачки жидкости в системе ППД, оборудование, технологическая схема.

Законтурное заводнение. Воздействие на пласт в этом случае осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности. Линия нагнетательных скважин располагается примерно в 300 - 800 м от контура нефтеносности для создания более равномерного воздействия на него, предупреждения образования языков обводнения и локальных прорывов воды в эксплуатационные скважины.

Система законтурного заводнения позволяет наиболее полно выработать запасы и вытеснить нефть к центральной возвышенной части пласта, к так называемому стягивающему ряду добывающих скважин или к одной скважине.

Приконтурное заводнение. Ускорения воздействия на залежь можно достигнуть размещением нагнетательных скважин в непосредственной близости от контура нефтеносности или даже между внешним и внутренним контурами нефтеносности. Приконтурное заводнение применяется:

-при ухудшенной гидродинамической связи пласта с внешней областью;

-при сравнительно малых размерах залежи;

-для интенсификации процесса эксплуатации, так как фильтрационные сопротивления между линиями нагнетания и отбора уменьшаются за счет их сближения.

Однако вероятность образования языков обводнения и прорыва воды к отдельным скважинам эксплуатационных рядов увеличивается. С этим связаны некоторые возможные потери нефти вследствие образования целиков между нагнетательными скважинами. Нефть из этих целиков может быть вытеснена только при очень тщательном регулировании процесса выработки, включая бурение дополнительных скважин.

С энергетической точки зрения приконтурное заводнение более экономично, хотя при хорошей гидропроводности внешней области потери нагнетаемой воды неизбежны.

Внутриконтурное заводнение. Воздействие на пласт в этом случае осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных по той или иной схеме внутри контура нефтеносности. Это более интенсивная система воздействия на залежь нефти, позволяющая сократить сроки выработки запасов и быстро наращивать добычу нефти.

Выбор схемы расположения нагнетательных скважин определяется конкретными геологическими условиями, экономически целесообразными сроками выработки запасов и величиной необходимых капвложений. Как правило, линии нагнетательных скважин располагают в зонах пласта с улучшенными коллекторскими свойствами и перпендикулярно к доминирующему простиранию линз и проницаемых песчаников, что позволяет устранить или уменьшить блокировку нагнета