Хз потом найдем(межфазный слой)

3. Опробование пластов осуществляется посредством отбора пластовогофлюида каротажным опробователем, опускаемым в скважину на кабеле-канате, или опробователем, сбрасываемым в бурильные трубы. Первый опускают в скважину на глубину залегания пласта и по сигналу с поверхности пакерующий элемент специальным выдвижным механизмом прижимается к стенке скважины.

После открытия клапана возникает переток жидкости (газа) из призабойнойзоныпласта в ёмкость пробоотборника (в котором предварительно создаётся давление меньше пластового). После заполнения пробоотборника опробователь поднимают на поверхность и производят анализ полученной пробы.

Получение начального притока нефти и газа из пласта зависит от технологии бурения, состава и свойств циркулирующего раствора, схемы вскрытия и длительности воздействия на продуктивный пласт.

Для качественного вскрытия продуктивного пласта необходимо соблюдать следующие требования к составу и свойствам бурового раствора:

· состав промывочной жидкости должен быть таким, чтобы ее фильтрат не способствовал набуханию глинистых частиц, увеличению гидрофильности породы, увеличению количества физически связанной воды в порах пласта;

· состав фильтрата бурового раствора должен соответствовать составу фильтра, заполняющего пласт, чтобы при проникании фильтрата в пласт не происходили такие физические или химические взаимодействия, в результате которых могут образовываться нерастворимые осадки;

· в составе промывочной жидкости необходимо иметь достаточное количество грубодисперсной твердой фазы, способной создавать закупоривающие мостики в трещинах и тем самым препятствовать глубокому проникновению промывочной жидкости в пласт;

· соленость и солевой состав фильтрата должны соответствовать солености и солевому составу пластовой воды;

· фильтрат промывочной жидкости, используемый для вскрытия нефтяных пластов, должен уменьшать поверхностное натяжение на границе фильтрат - нефть;

· водоотдача бурового раствора в забойных условиях должна быть минимальной;

· плотность промывочной жидкости должна быть такой, чтобы дифференциальное давление было близким к нулю или, если вскрывается пласт с аномально низким давлением, - меньше нуля.

4.Технологические процессы добычи, сбора, подготовки нефти и газа, их техническое оснащение, выбор систем управления и регулирования, места размещения средств контроля, управления и противоаварийной защиты 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 (ЦПС, УПН, УКПГ, ГП), насосных и компрессорных станциях (ДНС, КС) 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.

Назначение и описание компрессорной станции

Как известно, все основные месторождения газа расположены на значительном расстоянии от крупных потребителей. Подача газа к ним осуществляется по магистралям газопроводам различного диаметра. При движении газа из-за разного рода гидравлических сопротивлений по длине трубопровода происходит падение его давления, что приводит к снижению пропускной способности газопровода. Поэтому транспортировать газ в достаточном количестве и на большие расстояния только за счет естественного пластового давления нельзя.

Для поддержания заданного расхода транспортируемого газа и обеспечения его оптимального давления в трубопроводе по трассе газопровода устанавливаются компрессорные станции (КС). Современная компрессорная станция это сложное инженерное сооружение, обеспечивающее основные технологические процессы по подготовке и транспорту природного газа. Принципиальная схема расположения КС вдоль трассы магистрального газопровода приведена на рис.2, где одновременно схематично показаны изменения давления и температуры газа между компрессорными станциями.

Как показывает схема рис.2, компрессорная станция неотъемлемая и составная часть магистрального газопровода обеспечивающая транспорт газа с помощью энергетического оборудования, установленного на КС. Она служит управляющим элементом в комплексе сооружений, входящих в магистральный газопровод. Именно параметрами работы КС определяется режим работы газопровода. Наличие КС позволяет регулировать режим работы газопровода при колебаниях потребления газа, максимально используя при этом аккумулирующую способность газопровода. На магистральных газопроводах различают три основных типа КС: головные, линейные и дожимные.

Головные компрессорные станции (ГКС) устанавливаются непосредственно после газового месторождения и предназначены они для поддержания необходимого давления технологического газа для его дальнейшего транспорта по магистральным газопроводам, когда в результате разработки газового месторождения пластовое давление в нём снижается.

Характерной особенностью ГКС является высокая степень сжатия на станции, обеспечиваемая последовательной работой нескольких газоперекачиваемых агрегатов (ГПА). На ГКС предъявляются повышенные требования к качеству подготовки технологического газа - очистке от механических примесей, осушке от газового конденсата и влаги, а так же удаления, при их наличии, побочных продуктов: сероводорода, углекислоты и т.д.

19

1.Консольные. Особенность этих насосов состоит в том, что насосная часть и двигатель имеют свои валы и узлы крепления. Консольные насосы являются центробежными нормально всасывающими, одноступенчатыми, с горизонтальным всасывающим патрубком и вертикальным напорным. Центробежное колесо состоит из двух дисков, между которыми находятся лопасти, соединяющие диски в единую конструкцию. Лопасти плавно изогнуты в сторону, противоположную направлению движения колеса. Это наиболее распространённое, закрытое рабочее колесо. Насосная часть может покупаться отдельно у одного производителя, а двигатель у другого. При сборке насос и двигатель устанавливаются на общую раму (станину), их валы центрируются и соединяются при помощи муфты.

Насосы двустороннего входатипа Д, 1Д и 2Д обладают достаточно высоким КПД и хорошей всасывающей способностью. Насосы типа Д, 1Д и 2Д - центробежный, горизонтальные, одноступенчатые с двусторонним полуспиральным подводом жидкости к рабочему колесу и спиральным отводом. Корпус насоса имеет разъем в горизонтальном плоскости. Всасывающий и напорный патрубки выполнены в нижней части корпуса, что позволяет проводить разборку насоса для замены деталей ротора без отсоединения трубопровода и демонтажа двигателя. Ротор насоса приводится во вращение электродвигателем через упругую втулочно-пальцевую муфту. Опорами ротора служат радильные или радиально-упорные подшипники. Рабочее колесо двустороннего входа, что позволяет в основном, уравновесить осевые силы. Для предотвращения протечек по валу применяются двойные сальниковые уплотнения.

Шестерённые многосекционныенасосы представляют собой агрегат состоящий из двух, трех, четырех соединенных вместе насосов и приводимых в действие от одного приводного вала.

Каждая секция имеет независимый вход и выход. Возможно соединение между собой насосов различных серий

Сальники устанавливаются в пространстве между кожухом и валом в месте его выхода из насоса наружу и служат целям уплотнения. Сальник, расположенный со стороны всасывания, не должен пропускать в насос воздух. Сальник со стороны нагнетания должен предотвращать утечку жидкости из насоса. Нормально сальники центробежных насосов имеют мягкую набивку, материалом для которой служит пенька, хлопок, бумажная пряжа, асбестовый шнур, пропитанные салом вместе с графитом. Сальник со стороны всасывания снабжается водяным затвором, состоящим из кольца, к которому подводится жидкость из напорной линии, чем закрывается доступ воздуха внутрь насоса. В кислотных насосах подобный затвор осуществляется специальной жидкостью. При нагнетании жидкости с повышенной температурой сальники обязательно имеют охлаждающие рубашки.

Торцевое уплотнение –это устройство, которое образует вращающееся уплотнение между подвижной и неподвижной частями. Они были разработаны для устранения недостатков сальниковой набивки. Утечка может быть снижена до уровня соблюдения экологических стандартов

Преимущества торцевого уплотнения по сравнению с обычной сальниковой набивкой:

1. Отсутствие или ограниченная утечка перекачиваемой жидкости.

2. Уменьшение трения и потери мощности насоса.

3. Элимирование вала или втулки износа.

4. Сокращение расходов на обслуживание.

5. Возможность использования при более высоких давлениях и более агрессивных средах.

6. Широкое разнообразие конструкций позволяет использовать торцевые уплотнения почти во всех насосах.

2. Установки по подготовке сточных вод для заводнения нефтяных пластов подразделяются на открытые и закрытые. Сточные воды в установке по подготовке сточных вод открытого типа, поступающие с установки подготовки нефти, направляются в песколовку, где осаждаются крупные механические примеси. Из песколовки сточная вода самотеком поступает в нефтеловушку, которая служит для отделения от воды основной массы нефти и механических примесей. Принцип действия ее основан на гравитационном разделении при малой скорости движения сточной воды (менее 0,03 м/с). При такой скорости движения сточной воды капли нефти диаметром более 0,5 мм успевают всплыть на поверхность. Скопившуюся в ловушке нефть отводят по нефтесборной трубе и насосом подают на установку подготовки нефти на повторную обработку. После нефтеловушки сточные воды для доочистки от нефти и механических примесей поступает в пруды-отстойники , где продолжительность отстаивания может быть от нескольких часов до двух суток. Иногда для ускорения процесса осаждения твердых взвешенныхчастиц или нейтрализации сточныхвод перед прудами-отстойниками к воде добавляют химические вещества: известь, сернокислый алюминий, аммиак и др. После прудов-отстойников содержание нефти в сточной воде составляет 30—40 мг/л, а механических примесей — 20— 30 мг/л. Такая глубина подготовки сточной воды IV обычно достаточна для закачки ее в поглощающие пласты и в этом случае вода через камеры 5 и 6 поступает на прием насосов 7, осуществляющих закачку ее в поглощающие скважины.

Закачка воды в нагнетательные скважины требует более глубокой ее очистки. В этом случае сточная вода из камеры 6 насосом 8 направляется в попеременно работающие фильтры 9 и 10. В качестве фильтрующего материала используют кварцевый песок (фракция 0,5—1,5 мм), антрацитовую крошку, керамзитовый песок, графит и др. Сточная вода, поступающая в фильтр, должна содержать нефти не более 40 мг/л и механических примесей не более 50 мг/л. Остаточное содержание нефти и механических примесей после фильтра составляет 2—10 мг/л. Из фильтра очищенная вода V поступает в емкость 11, откуда насосом высокого давления 14 закачивается в нагнетательную скважину.

Билет 3 вопрос

4.Санитарно-бытовое обеспечение работников возлага­ется на работодателей и регламентируется СНиП 2.09.04-87 «Административные и бытовые здания». В состав санитарно-бытовых помещений входят гардеробные, душевые, умывальные, уборные, комнаты гигиены женщин, кури­тельные, места для размещения полудушей, сауны, устрой­ства питьевого водоснабжения, помещения для обогрева или охлаждения, обработки, хранения и выдачи спецодеж­ды, стирки ее и др.

Предусматриваются три способа организации хране­ния специальной и домашней одежды:

· попеременное в одном отделении шкафа;

· в разных отделениях шкафа в одном помещении;

· в разных помещениях.

Для хранения одежды предусматриваются следующие виды оборудования: запираемые (закрытые) шкафы, от­крытые шкафы и вешалки.

В зависимости от списочной численности работающих и группы производственных процессов гардеробные могут быть общими для всех групп производственных процессов или отдельными для каждой из групп.

В случае, когда чистка или обезвреживание спецоде­жды должны производиться после каждой смены, вместо гардеробных предусматриваются раздаточные спецодежды.

Число душевых, умывальников и специальных бытовых устройств определяется по численности работающих в смене или части этой смены, одновременно оканчивающих работу с учетом группы производственного процесса. Душевые обору­дуются кабинами открытого или закрытого типа.

Помещения для личной гигиены женщин предназна­чены для проведения гигиенических процедур. Они обору­дуются «биде» со смесителями холодной и горячей воды, бачком для мусора, крючками для одежды, белья, скамьёй, индивидуальными кабинами.

Все санитарно-бытовые помещения должны ежеднев­но убираться и регулярно проветриваться.

Гардеробные, раздевальные, душевые и другие сани­тарно-бытовые помещения и устройства должны периоди­чески подвергаться дезинфекции.

Нормы площади помещений на 1 человека, единицу оборудования, расчетное число работников, обслуживае­мых на единицу оборудования в санитарно-бытовых поме­щениях, регламентируются вышеуказанным СНиП.

5.Основную пожарную опасность для ГПА представляют аварии, связанные с разгерметизацией газопроводов, разрушение лопаток и подшипников турбопривода и компрессора нагнетателя, разгерметизации узлов стыка трубопроводов, агрегатов и маслобаков системы маслоподачи.Источниками загорания могут служить

попадание и возгорание масла на разо-гретых поверхностях, технологические

выхлопные газы, искры от поврежденного электрооборудования и, конечно, на-

рушение персоналом правил пожарной безопасности.Взрывоопасность оборудования определяется возможностью образования взрывоопасных смесей транспортируемого газа, а также свойствами масел применяемых в системе смазки компрессора газотурбинного привода. В составе ГПА выделяются три зоны пожарной опасности: зоны размещения приводного газотурбинного агрегата, нагнетателя и маслоблока.Для тушения пожаров на ГПА рекомендуется применять индивидуальные и ком-бинированные установки пожаротушения (КУП) [2]. КУП предполагает две очереди ввода в действие огнетушащих веществ (ОВ). Первым темпом обеспечивается подавление пожара в начальной стадии развития, вторым – ликвидируется возможность повторного воспламенения.В КУП используются различные комбинации ОВ – пена средней кратности, порошок, распыленная вода, газ.При выборе ОВ необходимо принимать во внимание их эксплуатационные возможности и эффективность при тушении турбинного масла, природного газа и электрических кабелей.Выбор установок пожаротушения определяется типом исполнения помещения ГПА, эксплуатационными и экономическимипараметрами.