3. Профилактический осмотр исследовательский приборов и глубинных лебедок 25
 Скачать 56.17 Kb.
|
|
Содержание Введение 4 1. Замер забойного, пластового и устьевого (буферного) давлений в эксплуатационных и нагнетательных скважинах, дебита нефти и газа: 6 1.1 Структура предприятия; организация труда и управления производством; место в структуре предприятия службы (подразделения), проводящей исследовательские работы; охрана труда и техника безопасности при проведении исследования скважин; 6 1.2 Подготовка оборудования устья скважины, оборудование и подготовка рабочей площадки; подготовка измерительного прибора к работе; установка и подготовка спуско-подъемного агрегата (глубинной лебёдки); шаблонирование скважины 9 1.3 Помещение измерительного прибора в лубрикатор; монтаж прибора (при устьевом замере); спуск и подъём измерительного прибора; извлечение прибора из лубрикатора, демонтаж прибора; заключительные работы. 15 2. Помещение измерительного прибора в лубрикатор; монтаж прибора (при устьевом замере); спуск и подъем измерительного прибора; извлечение прибора из лубрикатора, демонтаж прибора; заключительные работы 15 3. Профилактический осмотр исследовательский приборов и глубинных лебедок 25 3.1 Техническое обслуживание и эксплуатация дистанционных регистрирующих, автономных приборов, динамографов; безопасное подключение измерительных приборов к силовой и осветительной сети 25 3.2. Техническое обслуживание и безопасная эксплуатация глубинных лебедок, исследовательских станций 26 Заключение 30 Список использованной литературы 31 ВведениеС 15 июня по 5 июля 2021г. Мною пройдена учебная практика по профессиональному модулю ПМ 04 “Оператор по исследованию скважин” целью прохождения учебной практики является приобретение первичных профессиональных навыков, умений и практического опыта данного вида профессиональной деятельности. 1. Замер забойного, пластового и устьевого (буферного) давлений в эксплуатационных и нагнетательных скважинах, дебита нефти и газа:1.1 Структура предприятия; организация труда и управления производством; место в структуре предприятия службы (подразделения), проводящей исследовательские работы; охрана труда и техника безопасности при проведении исследования скважин;Основные цехи в добыче нефти и газа на предприятии «ООО Прикаспийская газовая компания» - это цех поддержания пластового давления, цехи по добыче нефти и газа, цех комплексной подготовки и перекачки нефти, цех капитального подземного ремонта скважин, осуществляющие следующие основные производственные процессы: поддержание пластового давления, непосредственная добыча нефти и газа, внутрипромысловая перекачка и подготовка нефти, подземный ремонт скважин. Каждый цех очень важен и только вместе они могут совершать комплексную работу. Смотрите приложение 1. Организация работ по эксплуатации нефтяных скважин «ООО Прикаспийская газовая компания» во многом зависит от способов подъема нефти из пласта на поверхность, т.е. от способов эксплуатации скважин. На нефтяных месторождениях применяют фонтанный и механизированный способы добычи. Наиболее экономичным является фонтанный способ эксплуатации, т.к. при этом дебиты скважин высокие, а расходы на энергию по извлечению нефти совершенно отсутствуют. Падение пластового давления приводит к необходимости применять более сложные механизированные способы эксплуатации — компрессорный и глубинно-насосный. На организацию работ по добыче нефти (газа) существенно влияет система сбора и подготовки. Подготовка нефти — заключительный этап в создании готового продукта (товарной нефти). От техники, технологии и организации подготовки нефти зависит качество реализуемой продукции. Обеспечение бесперебойности производственного процесса требует строгой, четкой ее организации и учета во времени. На предприятии «ООО Прикаспийская газовая компания» Разведка включает поиск горных пород, связанных с месторождениями нефти или природного газа, и включает геофизические исследования и / или разведочное бурение. Разработка скважины происходит после того, как разведка обнаружила экономически извлекаемое месторождение, и включает строительство одной или нескольких скважин с самого начала (так называемое забуривание) до ликвидации, если углеводороды не обнаружены, или до закачивания скважины, если углеводороды обнаружены в достаточных количествах. Производство - это процесс извлечения углеводородов и разделения смеси жидких углеводородов, газа, воды и твердых веществ, удаления компонентов, не предназначенных для продажи, и продажи жидких углеводородов и газа. На производственных площадках часто поступает нефть из более чем одной скважины. Нефть почти всегда перерабатывается на нефтеперерабатывающем заводе; природный газ может быть обработан для удаления примесей либо в полевых условиях, либо на заводе по переработке природного газа. Наконец, закрытие площадки включает в себя закупоривание скважины и восстановление площадки, когда недавно пробуренная скважина не имеет потенциала для добычи экономических объемов нефти или газа или когда добывающая скважина больше не является экономически жизнеспособной. Скважины на газовых месторождениях исследуются после оборудования устья фонтанной арматурой. На прискважинных участках запрещается разведение огня. Территория скважины в площади постоянного отвода должна быть очищена от растительности и посторонних предметов. Все задвижки арматуры должны иметь маховики и указатели: «Открыто», «Закрыто». Продувочная линия должна монтироваться из труб диаметром не менее диаметра фонтанной арматуры и иметь длину не менее 100 м. На конце трубопровода должен быть установлен тройник со штуцером. Продувочные линии должны быть надежно прикреплены хомутами к якорям. Измерительные и продувочные линии должны быть опрессованы на полуторакратное максимальное давление, ожидаемое при испытании скважин. Результаты опрессовки оформляются актом. Измерительная линия должна быть укреплена не менее чем на двух опорах, одна из которых устанавливается на конце линии у ДИКТа. Для проведения глубинных измерений возле устьевой арматуры и для смены диафрагм возле ДИКТа должны быть подготовлены площадки стационарного или передвижного тела. Рабочие площадки на высоте должны иметь настил, выполненный из металлических листов с поверхностью, исключающей возможность скольжения, или досок толщиной не менее 4 см, перила высотой 125 см с продольными планками, расположенными на расстоянии не более 40 см друг от друга, и борт высотой не менее 15 см, плотно прилегающий к настилу. Площадки и лестницы необходимо регулярно очищать от снега, льда и грязи. Оборудование, механизмы и контрольно-измерительные приборы должны иметь эксплуатационную и ремонтную документацию согласно требованиям ГОСТ а. Запрещается эксплуатация и монтаж оборудования, механизмов, контрольно-измерительных приборов и инструмента при нагрузках, давлениях и температурах, превышающих допустимые по паспорту. Запрещается эксплуатация неисправного оборудования, механизмов, инструментов и приспособлений, а также пользование неисправными средствами индивидуальной защиты. Запрещается эксплуатация оборудования, машин и механизмов при неисправных устройствах безопасности, блокировочных, фиксирующих и сигнальных приспособлениях и приборах. Предохранительные клапаны и контрольно-измерительные приборы должны быть установлены с учетом обеспечения удобства обслуживания и наблюдения за ними. Контрольно-измерительные приборы, установленные на оборудовании, устьевой арматуре скважин, трубопроводах, должны иметь пломбу или организации, осуществляющей ремонт и тарировку таких приборов. Исправность контрольно-измерительных приборов необходимо проверять в сроки, предусмотренные инструкциями по эксплуатации этих приборов, а также каждый раз, когда возникает сомнение в правильности их показаний. Работа оборудования, аппаратуры и трубопроводов при неисправных контрольно-измерительных приборах или их отсутствии запрещается. 1.2 Подготовка оборудования устья скважины, оборудование и подготовка рабочей площадки; подготовка измерительного прибора к работе; установка и подготовка спуско-подъемного агрегата (глубинной лебёдки); шаблонирование скважины Подготовка скважин к ремонту. - Состав работ при подготовке скважин к ремонту. - Передислокация оборудования и ремонтной бригады, устройства фундаментов, установки якорей, крепления оттяжек и центровки подъемного агрегата. - Установка подъемных агрегатов для текущего и капитального ремонта. - Cборка трубопроводов для проведения глушения, промывки, кислотной обработки и др. работ. Соединение линий агрегатов по заданной схеме. Типовые схемы расстановки спецтехники и оборудования, предназначенного для выполнения различных видов ремонтных работ на скважинах. - Правила остановки нефтяных, нагнетательных и газовых скважин. - Жидкости глушения, типы, требования к качеству жидкостей глушения. - Приготовление жидкостей глушения на растворном узле, в условиях скважины. - Контроль параметров жидкости глушения. Глушение скважин. Способы глушения скважин при различных типах подземного оборудования. - Разборка оборудования устья скважины и установка противовыбросового оборудования по соответствующим схемам. - Подготовка труб. Правила укладки труб перед спуском их в скважину. Комплекс подготовительных работ перед производством ремонта производится в следующей последовательности: - Производится выдача задания (плана) на ремонт скважины - Производится прием скважины в ремонт - Производится планировка территории вокруг скважины для расстановки оборудования, сооружают, при необходимости, якори. - Останавливают скважину и производят ее глушение - Производится передислокация оборудования ремонтной бригады - Расставляют оборудования и производят монтаж подъемного агрегата - Производится подъем мачты подъемного агрегата и монтаж рабочей площадки - Производится разборка устьевого оборудования и монтаж ПВО. При переезде следует руководствоваться следующими общими правилами: - Руководство передислокацией оборудования ремонтной бригадой осуществляет мастер. - Перед переездом на скважину мастер обязан проверить трассу передвижения, определить опасные участки пути движения, принимать при необходимости меры по очистке снега или неровностей, назначать ответственного за передвижение по намеченной трассе. - Перед переездом все выдвижные части подъемного агрегата и другого оборудования должны быть установлены в транспортном положении и застопорены. - При буксировании грузов на санях и гусеничных прицепах и других транспортных средствах следует использовать жесткие сцепки длиной 2,5—4,0 м. - Нахождение людей на платформах агрегатов, площадках саней, а также на грузах, транспортируемых в вагоне, запрещается. - Уклон трассы при перевозке грузов должен быть плавным. Боковой уклон не должен превышать 10°. - Переезд передвижных агрегатов через замерзшие реки и другие водоемы разрешается только при наличии дорожных знаков, указывающих направление, допускаемые к переездам виды транспорта и скорости переезда при отсутствии тумана, поземки, снегопада. - Движение по снежной целине разрешается только по уточненной трассе и по направлению выставленных знаков (вех). - При движении агрегатов по дорогам (магистралям) следует руководствоваться требованиями Правил дорожного движения. Перед разборкой устьевой арматуры фонтанной, газлифтной и глубинно-насосной скважин следует в трубном и затрубном пространствах постепенно снизить давление до атмосферного. Перед ремонтом глубинно-насосной скважины головка балансира станка-качалки должна быть откинута назад или отведена в сторону. Откидывание и опускание головки балансира, а также снятие и установку канатной подвески необходимо производить специальными приспособлениями, исключающими необходимость подъема рабочего на балансир станка-качалки. Перед ремонтом скважин, оборудованных центробежными электронасосами, следует обесточить кабель, проверить надежность крепления кабельного ролика и правильность его установки при пробном протягивании кабеля через ролик в обе стороны, кабельный ролик должен быть закреплен к ноге или поясу спускоподъемного сооружения с помощью специального хомута или цепью. Подготовка прибора к работе: 1) Произвести внешний осмотр. 2) Установить переключатель рода работ на пульте в положение «ВЫКЛ». 3) Переключатель «ДАТЧИК/ВЫКЛ.» и «КОМАНДЫ» поставить в положение «ВЫКЛ». 4) Повернуть регулятор расхода воздуха на электрическом отсеке датчика по направлению стрелки, обозначенной буквой «М», на 8-10 оборотов. 5) Ручки крана на отсеке фильтра датчика поставить в горизонтальное положение «УСТ. НУЛЯ». 6) Зафиксировать ручку смены кадров противодымного фильтра (ПДФ) на отсеке фильтра датчика в верхнее положение. 7) Разгерметизировать защитное устройство циклона. 8) Включение прибора: 9) Переключатель рода работ поставить в положение «УСТ. НУЛЯ». 10) Включить датчик тумблером «ДАТЧИК — ВЫКЛ.» в положение «ДАТЧИК». 11) Установить расход воздуха (поплавок ротаметра должен находиться между рисками). 12) Установить ручкой «УСТ. НУЛЯ» на пульте стрелку микроамперметра на риску середины желтого сектора, через 20 мин. после включения датчика. 13) Ручку крана отсека фильтра датчика поставить в верхнее положение и еще раз отрегулировать расход воздуха. Проверка работоспособности: Для проверки работоспособности обогрева циклона и трубки обогрева нажать поочередно кнопки «КОНТРОЛЬ – ЦИКЛOH» и «ТРУБКА». При этом сигнальная лампа на коробке управления обогрева должна загореться полным накалом. Для проверки схемы сигнализации «ОРА» без выдачи команд необходимо: - установить переключатель «КОМАНДЫ» в положение «ВЫКЛ.»; - отвинтить заглушку кнопки «КОНТРОЛЬ ОРА»; - переключатель рода работ по очереди установить в положение «КОНТРОЛЬ ОРА», при этом должны поочередно загораться полным накалом сигнальные лампы «О», «Р», «А» и выдаваться прерывистая звуковая сигнализация по ТПУ объекта. Проверка схем сигнализации О, Р, А с выдачей команд производится в той же последовательности, только переключатель «КОМАНДЫ» ставится в положение «ОРА». Заглушку кнопки «КОНТРОЛЬ ОРА» навинтить на прежнее место. Установить переключатель рода работ в положение «0», переключатель «КОМАНДЫ» в положение «ОРА». Прибор готов для определения О, Р, А и выдачи соответствующей сигнализации и команд О, Р, А. Определение уровня гамма радиации на местности производится на удалении 0,7-1 м от земли, измерение начинается с поддиапазона «200». Перед определением степени зараженности поверхностей радиоактивными веществами измеряется уровень гамма-фона местности. При обнаружении бетта-излучений, зонд располагается на уровне 1-1,5 см от зараженной поверхности и производится два замера — в положении экрана «Г» и «Б». Разность результатов измерений указывает на наличие бета-излучения. Правила эксплуатации буровой лебедки Хотя буровые лебедки и рассчитаны на длительную работу в тяжелых условиях, нормальная, безаварийная и безопасная эксплуатация их возможна только при условии регулярного и тщательного ухода. Наибольшее количество несчастных случаев в бурении происходит во время спуско-подъемных операций и других работ, производимых при помощи лебедки. Это объясняется тем, что лебедка имеет большое количество движущихся частей, в непосредственной близости от которых находятся рабочие. Несчастные случаи в основном происходят вследствие неграмотной эксплуатации лебедок и нарушения рабочими правил техники безопасности. Одним из условий безопасной работы на лебедке является содержание ее всегда в исправном состоянии, своевременное выявление и устранение всех дефектов. Все наружные движущиеся и вращающиеся части лебедки должны быть ограждены прочными железными щитами. Работа на лебедках без щитов на цепных передачах недопустима. Перед пуском лебедок необходимо проверить следующее: 1. Правильность их сборки и установки. Лебедка должна быть закреплена на фундаменте болтами. Валы ее должны быть горизонтальны, а оси параллельны между собой. Цепные колеса (пара) устанавливаются строго в одной плоскости. 2. Регулировку ленточного тормоза. Необходимо добиться равномерного прилегания лент к тормозным шайбам и расположения конца тормозной ручки при полном торможении на расстоянии 40—50 смот пола буровой; при расторможенном состоянии ленты не должны прикасаться к поверхности тормозных шкивов. 3. Состояние подшипников. Подшипники должны быть промыты и заполнены, свежей соответствующей смазкой. 4. Зазоры между шинно-пневматическими муфтами и соответствующими шкивами. При отсутствии воздуха зазор между бакелитовыми колодками муфт и шкивами должен быть в пределах допустимого — не менее 2—3 мм и равномерным по всей окружности. 5. Герметичность системы воздухопровода и пусковых устройств — пропуски воздуха должны быть ликвидированы. 6. Работоспособность и надежность противозатаскивателя. 7. Установку гидродинамического тормоза и механизм его включения и отключения. 8. Закрепление талевого каната на барабане лебедки и его неподвижного конца. Шаблонирование проводится по заявке геологической или технологической службой заказчика или перед проведением глубинных работ в следующих случаях: - если глубинные работы проводятся в скважине, на который ранее осуществлялся ремонт, связанный с подъёмом колонны НКТ и если исследуемая скважина не шаблонировалась в течение последних трех месяцев. - если в процессе предыдущих глубинных работ наблюдались посадки и затяжки прибора. - если на скважине проводились геофизические работы. 1.3 Помещение измерительного прибора в лубрикатор; монтаж прибора (при устьевом замере); спуск и подъём измерительного прибора; извлечение прибора из лубрикатора, демонтаж прибора; заключительные работы. Известен способ помещения глубинных приборов в лубрикатор с помощью подъемной техники и/или вручную в зависимости от конструкции лубрикатора. В качестве подъемной техники в зависимости от конструкции лубрикатора применяют буровые и эксплуатационные вышки, оборудованные талевым блоком и кронблоком, передвижные установки типа А-50, "Бакинец-3М", УПТ-32 и автокраны на базе различных марок автомобилей. Сначала поднимают лубрикатор на несколько сантиметров выше узла соединения с фонтанной арматурой скважины, наклоняют и поддерживают под углом 10÷15° от вертикали с помощью троса усилием рабочего во время помещения глубинного прибора вовнутрь лубрикатора. После помещения глубинного прибора вовнутрь лубрикатора его опускают и вертикально устанавливают на узел соединения. 2. Помещение измерительного прибора в лубрикатор; монтаж прибора (при устьевом замере); спуск и подъем измерительного прибора; извлечение прибора из лубрикатора, демонтаж прибора; заключительные работы Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при проведении глубинных исследований скважин, а также при отборе глубинных проб нефти и газа. Техническим результатом является расширение возможности проведения глубинных исследований скважин в труднодоступных районах со сложными климатическими и географическими условиями без применения подъемной техники, повышение экономической эффективности ведения работ за счет снижения затрат на использование подъемной техники и сокращение затрат времени на выполнение технологических операций. Для этого способ включает подъем лубрикатора, его наклон, поддержание под углом в процессе помещения глубинного прибора, обратное опускание и вертикальную установку на узел соединения с фонтанной арматурой скважины. Причем лубрикатор одновременно поднимают, наклоняют, поддерживают под углом 40-45° от вертикали и одновременно опускают, вертикально устанавливают с помощью механизма, состоящего из двух рычагов-кронштейнов, соединенных червячным винтом, предназначенным для их сведения и разведения посредством вращения рукоятки. Недостатками этого способа являются значительные денежные затраты на использование подъемной техники; невозможность применения подъемной техники в случаях ведения работ на скважинах, находящихся в труднодоступных районах со сложными климатическими и географическими условиями, к которым отсутствуют подъездные дороги и доставку оборудования осуществляют вертолетом или вездеходной техникой. Также существенны затраты времени на ведение работ, связанных с необходимостью координации действий персонала, работающего на подъемной технике и с лубрикатором на площадке возле скважины. Рабочий персонал должен быть обученным и иметь допуски на проведение работ совместно с подъемной техникой. Задачей изобретения является помещение глубинных приборов в лубрикатор без применения подъемной техники. Технический результат выражается в расширении возможности проведения глубинных исследований скважин в труднодоступных районах со сложными климатическими и географическими условиями без применения подъемной техники, повышении экономической эффективности ведения работ за счет снижения затрат на использование подъемной техники и сокращении затрат времени на выполнение технологических операций. Указанный технический результат достигается тем, что в способе помещения глубинных приборов в лубрикатор, включающем подъем лубрикатора, его наклон, поддержание под углом в процессе помещения глубинного прибора, обратное опускание и вертикальную установку на узел соединения с фонтанной арматурой скважины, лубрикатор одновременно поднимают, наклоняют, поддерживают под углом 40÷45° от вертикали и одновременно опускают, вертикально устанавливают с помощью механизма, состоящего из двух рычагов-кронштейнов, соединенных червячным винтом, предназначенным для их сведения и разведения посредством вращения рукоятки. Сущность способа поясняется чертежами, где на фиг.1 представлена общая схема сборки лубрикатора, механизма, состоящего из двух рычагов-кронштейнов, соединенных червячным винтом, и узла соединения с фонтанной арматурой скважины; на фиг.2 показано помещение глубинного прибора в лубрикатор. Предлагаемый способ реализуется следующим образом. Для осуществления способа используют механизм, состоящий из двух рычагов-кронштейнов 4 и 5, соединенных червячным винтом 6, и лубрикатор 1, состоящий из одной или нескольких секций. Нижний рычаг-кронштейн 5 является опорой механизма. Верхний рычаг-кронштейн 4 предназначен для поворота лубрикатора 1. Рычаги-кронштейны имеют на концах разборные втулки 9 и 10, которые являются соединительными деталями и предназначены для многократного монтажа рычажного механизма с основанием лубрикатора 2 и лубрикатором 1. Червячный винт 6 предназначен для сведения и разведения рычагов-кронштейнов 4 и 5 путем вращения рукоятки 7. Лубрикатор имеет узел соединения с фонтанной арматурой - основание лубрикатора 2, которое является переходной деталью для соединения лубрикатора 1 с фланцем буферной задвижки 8 или же с вкладышем буфера в зависимости от типа установленной фонтанной арматуры на скважине. Для быстрого многократного соединения лубрикатора 1 с основанием лубрикатора 2 имеется муфта 3. На фланец буферной задвижки 8 последовательно устанавливают основание лубрикатора 2. На основание лубрикатора 2 посредством разборной втулки 10 монтируют нижний рычаг 5. Верхний рычаг-кронштейн 4 устанавливают в вертикальное положение путем вращения рукоятки 7 и в разборную втулку 9 помещают собранный лубрикатор 1, состоящий из одной или нескольких секций. Вращением рукоятки 7 секционный лубрикатор наклоняют в положение под углом 40÷45° от вертикали и помещают вовнутрь лубрикатора 1 глубинный прибор 11 (фиг.2). Далее вращением рукоятки 7 лубрикатор 1 с помещенным вовнутрь глубинным прибором 11 одновременно опускают и вертикально устанавливают на основание 2. Муфтой 3 соединяют лубрикатор 1 с основанием лубрикатора 2. Лубрикатор готов к спуску глубинного прибора 11 в скважину. После проведения глубинного исследования и подъема глубинного прибора 11 из скважины в лубрикатор 1 вращением рукоятки 7 отсоединенный лубрикатор 1 одновременно поднимают, наклоняют и поддерживают под углом 40÷45° от вертикали. Извлекают глубинный прибор 11 и помещают следующий глубинный прибор. Вращением рукоятки 7 лубрикатор 1 одновременно опускают, вертикально устанавливают на основание 2 и соединяют с ним муфтой. Приборы для измерения давления подключаются к технологическому оборудованию с помощью отборных устройств и импульсных трубок. При малых статических давлениях и больших скоростях потока требуется строго соблюдать следующие условия: отборные устройства монтируются в стенке технологического трубопровода 3 (рис. 1) с приваренной бобышкой 2, в которую ввинчивают импульсный трубопровод 1; выравниватель потока 4 устанавливается у входа отборного устройства. При давлении, превышающем 0,3 МПа (3 кг/см2), и длине импульсного трубопровода более 3 м у места отбора размещают отключающие вентили. На манометрах устанавливают трехходовые краны, используемые для продувки импульсного трубопровода и поверки манометра по образцовому без снятия с места установки. На рис. 2 показаны зоны по сечению технологического трубопровода, в которых лучше подключать отборные устройства. При монтаже деформационных приборов для измерения давления агрессивных сред и вязких жидкостей надо использовать промежуточные разделительные устройства. Прибор необходимо устанавливать так, чтобы циферблат находился в вертикальном положении. Угол наклона не должен превышать 15°. При монтаже запрещается вращать прибор за корпус во избежание перекоса механизма и его повреждения; нужно пользоваться гаечным ключом, вращая штуцер за четырехгранник. В месте установки допускается вибрация, вызывающая размах стрелки не более 1/10 деления шкалы; при больших вибрациях подбирают виброустойчивые приборы. Для измерения давления пульсирующих и переменных нагрузок перед прибором следует подключать устройство, гасящее пульсацию. Соединения приборов с трубами, подводящими давление, уплотняют прокладками из кожи (при давлении до 1 МПа), свинца (до 5 МПа), меди (свыше 5 МПа) или фибры (до 50 МПа). При измерении давления кислорода ставят свинцовые прокладки, а аммиака — из мягкой стали. Приборы можно нагружать при постоянном давлении до 3/4 верхнего предела измерений, а при переменном — до 2/3. Под постоянным следует понимать такое давление, которое изменяется со скоростью не более 1 % в секунду от суммы абсолютных значений пределов измерений; переменное давление многократно изменяется со скоростью не более 10% в секунду. Характерные неисправности деформационных манометров, их возможные причины и способы устранения приведены в табл. 1, жидкостных — в табл. 2. При монтаже деформационных приборов необходимо подводящие линии делать из трубок с внутренним диаметром не менее 3 мм, не допуская резких перегибов. Предварительно следует проверить отклонение стрелки от нулевой отметки шкалы, основную погрешность, вариацию показаний и герметичность чувствительного элемента. Если стрелка отклонилась от нулевой отметки шкалы на величину, превышающую половину допускаемой основной погрешности, надо произвести корректировку нуля, поворачивая отверткой корректор до установки стрелки на нуль. Спуск прибора в скважину рекомендуется проводить со скоростью 1 - 2 м/с. В точке замера прибор останавливают не менее чем на 5 с. Измерения проводят при спуске. Каждый раз фиксируется время, когда проводился замер на данной глубине. При подъеме скважинного прибора делают контрольные измерения в тех же самых точках, что и при спуске, и также фиксируется время замера. После извлечения из скважины прибор вновь устанавливают в штативе в первоначальном направлении визирования. Проводят контрольный замер азимута, записывают время проведения замера, которое потребуется в случае внесения поправки в результаты измерений азимута. Поправка устанавливается на основе расхождения в величинах начального и конечного азимутов, вызываемого дрейфом гироскопа. При этом предполагается, что уход гироскопа происходит линейно во времени. Спуск приборов ничем не отличается от спуска их в фонтанные лифты, только при прохождении участка расположения узлов УЭЦН скорость снижают. После выхода прибора из лифтовых труб клапан садится в седло и герметизирует затрубное пространство от лифтовых труб, а прибор спускается на нужную глубину. Спуск приборов на каротажном кабеле обеспечивает оперативное проведение этих работ как во время бурения скважины, так и после окончания буровых работ. Следует, однако, отметить, что при проведении подобных исследований имеющаяся в распоряжении геофизическая аппаратура не всегда позволяет точно оценить насыщенность пород флюидами, и поэтому приходится дополнительно исследовать их другими методами. Спуск приборов в механизированные скважины, оборудованные ШН, проводится через межтрубное пространство. Для этого скважина оборудуется эксцентрической планшайбой и шаблонируется путем спуска на скребковой проволоке шаблона. Запрещается проводить исследовательские работы на сква - жинах при недостаточном естественном или искусственном освещении; во время грозы, пурги, буранов; при температурных условиях ниже минимума, установленного для открытых работ в данном районе. Спуск приборов в работающие скважины с избыточным давлением на устье осуществляют с использованием лубрикаторов, устанавливаемых на фонтанные арматуры. Лубрикатор представляет собой трубу, имеющую на одном конце фланец, а на другом - сальник для уплотнения проволоки или кабеля, на котором спускается прибор в скважину. Спуск прибора производится на трехжильном каротажном кабеле. Спуск прибора в глубиннонасосную скважину производится после поднятия насосных труб. В скважины с поднятыми трубами прибор можно спускать без утяжелителя. Спуск приборов ничем не отличается от спуска их в фонтанные трубы, только при прохождении участка расположения ЭЦН скорость спуска снижают. Спуск прибора в глубиннонасосную скважину производится после поднятия насосных труб. В скважины с поднятыми трубами прибор можно спускать без утяжелителя. Спуск прибора в ПП через буровую скважину и его ориентирование осуществляется, с помощью штанг. Спуск прибора вновь на заданную глубину приведет к тому, что поршень займет нужное нам положение. Спуск приборов в действующие фонтанные и компрессорные скважины осуществляется через сальник с лубрикатором, который устанавливается на фонтанной арматуре. Полезная модель относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к устройствам, обеспечивающим проведение геофизических и гидромеханических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах геофизическими приборами и инструментами на гибком элементе. Техническим результатом является создание конструкции, обладающей конструктивной простотой и позволяющей повысить удобство монтажа-демонтажа и обслуживания лубрикатора. Лубрикатор состоит из присоединительного фланца 1, приемной камеры, узла уплотнения гибкого элемента 3 и направляющих роликов 4 и 5 установленных на верхнем 6 и нижнем поворотных кронштейнах 7. Кронштейн 6 верхнего ролика 4 смонтирован непосредственно на верхней части приемной камеры 2 и снабжен дополнительной стойкой 8 установленной с возможностью быстросъемного соединения с кронштейном и с возможностью разворота посредством втулочно-осевого соединения 9. Нижний ролик 5 выполнен с возможностью быстросъемного соединения с нижним кронштейном 7 посредством легкосъемной оси 10 и фиксатора 11, которые снабжены страховочными связями с кронштейном 7. Щеки 13 нижнего кронштейна 7 ролика 5 смонтированы на полувтулке 14, с возможностью ее быстросъемного соединения с корпусом приемной камеры 2 посредством накидной гайки 15 установленной на корпусе приемной камеры и имеющей внутреннюю кольцевую проточку 16 соответствующей размеру верхнего торца полувтулки 14 и посредством дополнительной кольцевой проточки 17 соответствующей размеру нижнего торца полувтулки 14 и образованной на присоединительном переходном элементе 18 ниппельного соединения 19 корпуса приемной камеры 2 с переходником 20. 2 з.п. ф-лы, 6 ил. Предполагаемая полезная модель относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к устройствам, обеспечивающим проведение геофизических и гидромеханических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах геофизическими приборами и инструментами на гибком элементе (кабеле или скребковой проволоке) совместно с агрегатом для исследования скважин, например, серийно выпускаемым «АИС-1». Особенностью проведения операций по геофизическим и гидродинамическим исследованиям скважин с использованием агрегата «АИС-1», является то, что, во-первых, агрегат не имеет грузоподъемного механизма для установки лубрикатора на скважине, поэтому установка лубрикатора производится в ручную на буферную задвижку фонтанной арматуры, которая, как правило, расположена высоко над поверхностью земли и обслуживается с площадки смонтированной рядом со скважиной, во-вторых, агрегат «АИС-1» должен располагаться от скважины с наветренной стороны, в третьих, спускаемые приборы и инструменты, как правило имеют форму удлиненной штанги. Все это накладывает определенные требования к конструкции лубрикатора, а именно: он должен иметь легко подъемные составные части для монтажа вручную, должен легко подстраиваться к положению агрегата «АИС-1», располагающегося возле скважины в зависимости от направления ветра и должен быть удобен при выполнении работ по установке в лубрикатор и последующей выемке приборов и инструментов. Известно устройство для спуска приборов в скважины с высоким устьевым давлением. Это устройство содержит лубрикатор, в нижней части которого на устье скважины установлен превентор, включающий корпус с плашками и узлом выравнивания давления между лубрикаторной полостью и скважиной, снабжено установленными на корпусе узлами блокировки плашек, каждый из которых выполнен в виде фиксатора, плиты с камерой, разделенной поршнем с охватываемой пружиной штоком на штоковую и бесштоковую полости, при этом шток кинематически связан с фиксатором, в корпусе выполнены каналы, соединяющие штоковую и бесштоковую полости соответственно с лубрикаторной полостью и скважиной, и окна, со стороны штоков в плашках выполнены гнезда, а фиксаторы установлены с возможностью входа через окна в гнезда плашек, при этом устройство снабжено расположенными в бесштоковых полостях указателями положения плашек, установленными с возможностью выхода за наружную поверхность плиты. Монтаж и демонтаж этого устройства на устье осуществляется грузоподъемным механизмом, поэтому задачи по снижению массы составных частей в этом устройстве не ставилось и, по-видимому, установить его вручную на буферную задвижку не представляется возможным. Известен так же лубрикатор для герметизации устья при гидродинамических исследованиях (см. УДК 622.276.76 Ю.В. Зайцев и др. Освоение и ремонт нефтяных и газовых скважин под давлением. М., Недра, 1982, Стр. 162-165.). Этот лубрикатор содержит сменный фланец, приемную камеру, узел уплотнения гибкого элемента и верхний направляющий ролик установленный на узле уплотнения гибкого элемента. Лубрикатор устанавливается на устье скважины в ручную. Приборы и инструменты устанавливаются в лубрикатор через его верхнюю часть. Недостатком этого лубрикатора является то, что для установки прибора или инструмента в приемную камеру лубрикатора необходимо предварительно снимать верхний ролик в сборе с кронштейном и узлом уплотнительного элемента представляющих собой единую сборку имеющей большую массу, что не совсем удобно, трудоемко и не безопасно при выполнении работ одним оператором на высоте. 3. Профилактический осмотр исследовательский приборов и глубинных лебедок3.1 Техническое обслуживание и эксплуатация дистанционных регистрирующих, автономных приборов, динамографов; безопасное подключение измерительных приборов к силовой и осветительной сетиСистема технического обслуживания — это комплекс организационных и технических мероприятий, предназначенных для поддержания приборов наблюдения в постоянной готовности к использованию, обеспечению безотказной работы, увеличения межремонтных сроков, а также своевременного выявления причин, вызывающих преждевременный износ и повреждения узлов и деталей. Для приборов наблюдения, находящихся в эксплуатации и на хранении, система технического обслуживания включает: контрольный осмотр (при выдаче приборов на службу, по прибытию на наблюдательный пункт, при сдаче в подразделении по прибытию со службы) ежедневное техническое обслуживание (после несения службы, занятий, учений, а также не реже 1 раза в 2 недели, если они не использовались) техническое обслуживание №1 (после истечения наработки установленной эксплуатационной документацией, но не реже 1 раза в 6 месяцев, а также при постановке приборов на кратковременное хранение с использованием одиночного комплекта ЗИП) техническое обслуживание № 2 (проводится после истечения наработки, установленной эксплуатационной документацией, но не реже одного раза в 2 года, а также при постановке на длительное хранение.) Сезонное облуживание (проводится 2 раза в год с целью подготовки приборов наблюдения к осенне-зимнему или весенне-летнему периоду экплуатации иным составом расчетов с привлечением специалистов ремонтной мастерской.) Для распределения электроэнергии электрическая осветительная сеть выполняется в виде электропроводки с установкой аппаратов автоматической защиты и коммутации. Электропроводкой называется совокупность проводов и кабелей с относящимися к ним креплением, поддерживающими, защитными конструкциями и деталями. Это определение согласно «Правила устройства электроустановок» (ПУЭ) распространяется на все виды электропроводок (силовых, осветительных и вторичных цепей) напряжением до 1 кВ переменного и постоянного тока. Электропроводка может быть выполнена внутри зданий и сооружений, на наружных стенах, территориях предприятий, учреждений, микрорайонов, дворов, приусадебных участков, на строительных площадках с применением изолированных установочных проводов всех сечений, а также небронированных силовых кабелей с резиновой или пластмассовой изоляцией в металлической, резиновой или пластмассовой оболочке с сечением фазных жил до 16мм2. (При сечении более 16 мм2—кабельные и воздушные линии). Для выполнения осветительной сети в зависимости от её назначения и особенностей выполнения могут быть использованы различные виды электропроводок и различные элементы, входящие в её состав. 3.2. Техническое обслуживание и безопасная эксплуатация глубинных лебедок, исследовательских станцийДля предупреждения физического износа бурового оборудования и преждевременного выхода его из строя обслуживание и ремонт производят по заранее составленному плану предупредительных ремонтных работ. Действующая система планово-предупредительного ремонта (ППР) предусматривает проведение регулярных профилактических осмотров и технического обслуживания оборудования, а также периодических его ремонтов. Профилактические осмотры и техническое обслуживание, включающие ежесменные и технические уходы, имеют целью обеспечение длительной работоспособности оборудования. Ежесменный уход проводят в соответствии с инструкцией по эксплуатации оборудования перед началом и в конце смены, а также во время вынужденных перерывов в работе. Технический уход выполняют после определенного времени работы механизмов независимо от их физического состояния. Сроки проведения и перечень выполняемых при технических уходах работ определяются инструкциями по уходу и эксплуатации оборудования. Ремонт оборудования выполняют для устранения неисправностей и восстановления его работоспособности. В зависимости от степени физического износа деталей, узлов производят малый, средний и капитальный ремонт оборудования. Малый ремонт осуществляют для устранения мелких неисправностей в узлах механизмов, которые препятствуют нормальной работе. При этом заменяют или ремонтируют отдельные быстроизнашивающиеся детали, иногда небольшие узлы и агрегаты. Ремонтные работы проводит обслуживающий персонал под руководством механика. Средний ремонт преследует своей целью поддержание основных параметров оборудования на допустимом техническом уровне. При этом виде ремонта полностью или частично разбирают оборудование на агрегаты и узлы. В зависимости от степени износа заменяют отдельные изношенные детали узлов или узлы полностью. Капитальный ремонт предусматривает восстановление первоначальных параметров бурового оборудования, которые были утрачены в процессе эксплуатации. При капитальном ремонте демонтированное с рабочего места оборудование полностью разбирают на отдельные детали. Одновременно ремонтируют узлы и агрегаты, заменяют отбракованные детали реставрированными, узлы и агрегаты - новыми или отремонтированными. Ремонтные работы сложного оборудования выполняют в заводских условиях или в центральных ремонтно-механических мастерских. Эксплуатация бурового оборудования К обслуживанию бурового оборудования и уходу за ним допускают лиц, прошедших техническое обучение, изучивших правила эксплуатации и правила безопасного ведения буровых работ. Правила технической эксплуатации бурового оборудования требуют: 1) обучения обслуживающего персонала и строгого выполнения им инструкций по технической эксплуатации и уходу за оборудованием; 2) закрепления оборудования за бригадами под ответственность бурового мастера; 3) выполнения графика профилактических работ и ежесменной проверки технического состояния оборудования; 4) систематического ведения точного учета работы и ремонта оборудования в технических паспортах; 5) ведения сменного журнала неисправностей, в котором записываются все дефекты, замеченные во время работы. Подготовка оборудования к работе Перед пуском вновь смонтированного агрегата необходимо провести его проверку и подготовку. Содержание и объем выполняемых при этом работ зависят от назначения и класса буровой установки и определяются прилагаемым к ней руководством по эксплуатации. Приведенный ниже перечень подготовительных работ имеет общий характер и не исключает необходимости внимательного изучения указанного руководства. Подготовка к работе. Расконсервировать и очистить узлы бурового оборудования, проверить состояние узлов и надежность крепления между собой и агрегата в целом. Отрегулировать натяжение приводных ремней и установить ограждения, проверить и при необходимости отрегулировать тормоза. Проверить надежность работы фрикционов, четкость переключения передач, легкость вращения шпинделя и барабана лебедки на всех скоростях при прокручивании рукой. У буровых насосов с приводным шкивом провернуть шкив вручную на один-два оборота. Залить масло в полости коробок передач, редукторов и картер бурового насоса до уровней, определяемых рисками масло-указателей; прошприцевать все масленки. - Заполнить маслом бак гидросистемы и маслонасос, проверить надежность соединения маслопроводов. - Заправить в барабан и надежно закрепить канат. - Проверить состояние клапанов и седел бурового насоса, исправность приемного клапана; присоединить всасывающий, нагнетательный и сбросовый рукава, установить манометр. - Перед пуском насоса в зимний период прогреть резиновые детали его гидравлической части до температуры 10 - 15° в горячей воде или буровом растворе. - Залить воду во всасывающий рукав через один из всасывающих клапанов насоса. Подготовка электрического оборудования включает в себя проверку сопротивления изоляции обмоток электродвигателей, состояния электроаппаратуры, правильности установки защиты тепловых и максимального реле, плавких вставок предохранителей, а также проверку правильности подключения всех токоприемников. При наличии в комплекте привода масляного реостата его бак заполняют чистым трансформаторным маслом, а рукоятку реостата устанавливают в положение «Пуск». ЗаключениеНа пройденной практике я изучил и разобрал поставленные мной цели, а также получил опыт в определении производственного задания персоналу подразделения оформления первичных документов по учету рабочего времени, выработки, заработной платы, простоев. Список использованной литературы1. Горфинкель В.Я. Экономика фирмы (организации, предприятия) [Электронный ресурс]: Учебник / В.Я. Горфинкель, Т.Г. Попадюк; Под ред. Е.Н. Чернышева, В.Я. Горфинкеля. – 2-е изд. – М.: Вузовский учебник: НИЦ ИНФРА-М, 2014. – 296 с. 2. Баскакова О.В. Экономика предприятия (организации)Учебник / О.В. Баскакова, Л.Ф. Сейко. – М.: Издательско-торговая корпорация «Дашков и К0», 2013. – 372 с. - 3. Кибанов А.Я. Управление персоналом организации: стратегия, маркетинг, интернационализация [Электронный ресурс]: Учебное пособие / А.Я. Кибанов, И.Б. Дуракова. М.: ИНФРА-М, 2007. – 301 с. 4. Кнышова Е.Н. Экономика организации Учебник / Е.Н. Кнышова, Е.Е. Панфилова. - М.: ИД Форум: НИЦ ИНФРА-М, 2013. – 336 с. - |