Технология выполнения работ по определению технологических параметров с помощью контрольно-измерительных приборов.. Подбор материалов инструментов, механизмов, приспособлений
 Скачать 447.21 Kb.
|
|
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ Тема ВПР: 1. Технология выполнения работ по определению технологических параметров с помощью контрольно-измерительных приборов. 2. Технология выполнения работ по оценке оборудования ППД. Для определения забойных давлений, температур и других параметров применяют глубинные приборы, которые могут быть установлены в любой точке скважины. Эти приборы спускают в скважину с помощью специальных лебедок на проволоке или кабеле, а также с колонной труб или со специальным инструментом. В зависимости от способа регистрации показании глубинные приборы подразделяются на несколько видов. Система ППД представляет собой комплекс технологического оборудования необходимый для подготовки, транспортировки, закачки рабочего агента в пласт нефтяного месторождения с целью поддержания пластового давления и достижения максимальных показателей отбора нефти из пласта. Актуальность темы заключается в том, что правильно выбранная технология выполнения работ позволяет в дальнейшем правильно эксплуатировать оборудование, проводить необходимые мероприятия. Цель исследования: проанализировать проблемы, связанные с применением контрольно-измерительных приборов, в том числе в системе ППД. Для достижения цели сформулированы следующие задачи: Изучить основные виды КИП. Рассмотреть оборудование системы ППД. Разработать технологии выполнения работ. Рекомендовать основные требования техники безопасности, пожарной и электробезопасности. Предложить мероприятия по охране окружающей среды. На основе анализа сформулировать предложения и рекомендации по использованию оборудования. Объектом исследования является система ППД. Предметом исследования является проверка исправности оборудования. Практическая значимость ВПРзаключатся в возможности использования материалов данного исследования в учебной деятельности, при изучении теоретических вопросов по использованию оборудования. Структура ВПРвключает: - введение, обосновывающее объект и предмет исследования, цели и задачи проекта; - пять разделов, последовательно раскрывающих содержание проекта: подбор оборудования; технологии выполнения работ; требования безопасности охраны труда во время выполнения работ;требованияэкологической безопасности; - заключение, содержащее выводы по проведенному исследованию. При выполнении ВПР исследовано большое количество информационных источников: нормативных материалов, научных, технических и учебно-методических изданий, Internet-ресурсов. 2 ПОДБОР МАТЕРИАЛОВ: ИНСТРУМЕНТОВ, МЕХАНИЗМОВ, ПРИСПОСОБЛЕНИЙ Для определения забойных давлений, температур и других параметров применяют глубинные приборы, которые могут быть установлены в любой точке скважины. Эти приборы спускают в скважину с помощью специальных лебедок на проволоке или кабеле, а также с колонной труб или со специальным инструментом. В зависимости от способа регистрации показании глубинные приборы подразделяются на следующие: - автономные, показания которых регистрируются непосредственно в приборе, спускаемом в скважину (рис. 1); - дистанционные, показания которых передаются по кабелю на поверхность, где регистрируются с помощью вторичных приборов. Кроме приборов, предназначенных для измерения одной величины, созданы комплексные дистанционные приборы для измерения двух и более величин (давления, температуры, дебита). Комплексные глубинные приборы содержат несколько измерительных преобразователей (датчиков) и переключающее устройство, позволяющее поочередно подключать каждый датчик к общей измерительной схеме. Глубинные приборы для измерения давления по принципу действия подразделяют на следующие типы: - пружинные приборы, в конструкции которых в качестве упругого чувствительного элемента применена многовитковая геликсная пружина. Приборы этого типа называются геликсными глубинными манометрами; - пружинно-поршневые приборы (рис. 2), у которых давление воспринимается уплотненным поршнем, соединенным с винтовой цилиндрической пружиной растяжения. Различают пружинно-поршневые манометры с невращающимся и вращающимся поршнями. Манометры с вращающимся поршнем имеют более высокий класс точности; - пневматические приборы, принцип действия которых основан на уравновешивании измеряемого давления и сжатого газа, заполняющего измерительную камеру прибора. Эти приборы получили название глубинных дифманометров (рис. 3), так как они регистрируют приращение давления от его начального значения. Для исследования газовых скважин применяют глубинные дистанционные приборы, спускаемые на одножильном кабеле с помощью каротажных станций. Для измерения давлений и температур в скважинах применяют дистанционные манометры-термометры ДРМТ, дебитомеры типа «Метан», а также глубинные дистанционные термометры. Глубинные приборы спускают в скважину на проволоке с помощью лебедок, установленных на специализированных автомашинах. Автоматическая промысловая электронная лаборатория (АПЭЛ) (рис. 4), предназначена для гидродинамических исследований скважин с помощью глубинных дистанционных приборов. В АПЭЛ установлена также малогабаритная лебедка для спуска глубинных приборов. Лаборатория смонтирована в закрытом кузове автомобиля, который разделен перегородкой на два отделения. В одном отделении размещены стенд управления и органы управления лебедкой. Здесь же расположены глубинные приборы и малогабаритная лебедка. Во втором отделении смонтированы лебедка с автоматическим укладчиком кабеля и коллектором, намоточное устройство и электрогенератор. В комплект АПЭЛ входят глубинные дистанционные приборы: расходомер-дебитомер РГД-2М, термометр ТЧГ-1 и влагомер ВГД-2М. Вторичные приборы смонтированы на стенде управления. 3 ТЕХНОЛОГИЯ ЗАМЕРА ПАРАМЕТРОВ С ПОМОЩЬЮ КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ПРИБОРОВ КИП – это устройства для получения информации о состоянии технологических процессов путем измерения их параметров (температур, давлений, расходов, уровней. Оператор производит замеры следующих параметров работы установки: дебита скважины; буферного, затрубного и линейного давлений; рабочего тока; динамического уровня; сопротивления изоляции; через 1 сутки – после вывода на стабильный режим (контрольный замер); Результаты анализа проб записываются в эксплуатационный паспорт. Отбор проб на обводненность производится после вывода на режим, далее не реже двух раз в месяц с записью результатов анализа в эксплуатационный паспорт УЭЦН. При необходимости, по специальному графику скважина должна подвергаться технологическим операциям для борьбы с отложениями парафина, солей, мех. примесей с отметкой об этом в паспорте УЭЦН. При длительных остановках УЭЦН (более 10 дней) запуск в работу производить с прослеживанием динамического уровня и прекращать контроль за работой только после выхода скважины на установившийся режим работы. Конструктивно дистанционные приборы представляют собой два самостоятельных узла: глубинный прибор, спускаемый в скважину, и вторичных прибор, находящийся на поверхности. Связь между ними организована по кабелю, который часто является также тросом, несущим глубинный прибор, в котором размещены датчики и вспомогательные устройства, необходимые для процесса измерения. Датчиком глубинного прибора является ряд измерительных преобразователей, обеспечивающих преобразование измеряемой величины в сигнал, пригодный для усиления и передачи по кабелю на поверхность. Датчик дистанционного прибора состоит из трех измерительных преобразователей: предварительного, основного и выходного. Глубинные приборы для измерения давления по принципу действия подразделяют на следующие типы: - пружинные приборы, в конструкции которых в качестве упругого чувствительного элемента применена многовитковая геликсная пружина. Приборы этого типа называются геликсными глубинными манометрами; - пружинно-поршневые приборы, у которых давление воспринимается уплотненным поршнем, соединенным с винтовой цилиндрической пружиной растяжения. Различают пружинно-поршневые манометры с невращающимся и вращающимся поршнями. Манометры с вращающимся поршнем имеют более высокий класс точности; - пневматические приборы, принцип действия которых основан на уравновешивании измеряемого давления и сжатого газа, заполняющего измерительную камеру прибора. Эти приборы получили название глубинных дифманометров, так как они регистрируют приращение давления от его начального значения. Глубинные термометры, применяемые при комплексных исследованиях скважин, по типу конструкции относятся к манометрическим приборам. Термобаллоны выполнены либо в виде цилиндра со стенкой большой толщины (сильфон), либо в виде трубки, навитой по винтовой линии (геликс). Внутренняя полость термобаллона может быть заполнена жидкостью либо примерно на две трети обьема легкокипящей жидкостью. При повышении температуры происходит тепловое расширение жидкости внутри термобаллона. Под действием этого давления перемещается или деформируется геликс. Перемещение геликса механически передается пишущему перу. Барабан с диаграммной бумагой приводится в движение часовым механизмом. Для исследования газовых скважин применяют глубинные дистанционные приборы, спускаемые на одножильном кабеле с помощью каротажных станций. Для измерения давлений и температур в скважинах применяют дистанционные манометры-термометры ДРМТ, дебитомеры типа «Метан», а также глубинные дистанционные термометры. Манометры-термометры ДРМТ предназначены для дистанционного измерения и регистрации давления и температуры в скважинах. Они состоят из глубинных струнных датчиков давления и температуры МТДС и наземного вторичного прибора ЦИ-1 в комплекте с устройством печати ЭУМ-23, которые регистрируют измеренные параметры в координатах времени. 1 Подготовительные работы.Проверить, привести в порядок и надеть спецодежду, специальную обувь и другие средства индивидуальной защиты:каска, перчатки, очки. При себе нужно иметь удостоверение о проверке знаний по промышленной безопасности и охране труда. Перед началом работ обеспечить наличие и исправность необходимых слесарных инструментов. Убедиться в том, что они соответствуют норме техники безопасности.Приготовить ветошь.Инструмент должен быть обмеднен или обильно смазан солидолом. 2 Проведение работ.Проверить наличие и исправность защитного заземления контура скважины, кабельной эстакады, АГЗУ и площадки станции управления.Заземляющий проводник должен быть соответствующего диаметра, надёжно и герметично соединён с контуром заземления.Открыть дверцу станции управления (СУ) специальным ключом. На дисплее выбрать нужный параметр (рабочий ток, напряжение, сопротивление изоляции, частоту тока). Перечисленные параметры записать в тетрадь. Произвести внешний осмотр запорной арматуры, проверить наличие полного крепежа шпилек. Убедиться в герметичности фланцевых соединений и отсутствии дефектов и разрывов. Произвести замер контрольных параметров. Вкрутить на буфер манометры. Открыть вентиль на буфере. По показаниям определить давление. Закрыть вентиль. Выкрутить манометр. Вкрутить манометр на манифольд скважины. Открыть вентиль, определить давление. Записать данные. Вкрутить пробоотборник в вентиль, установленный на затрубной задвижке. Открыть задвижку и вентиль.Если нефть отсутствует, вкрутить эхолот (уровнемер) и отбить динамический уровень.Если нефть появилась, то статический уровень на устье.По показаниям прибора (эхолота) определить Рз и Нд. Записать данные прибора в тетрадь. Закрыть затрубную (полевую) задвижку. Закрыть вентиль на затрубной (полевой) задвижки. Выкрутить эхолот. Вкрутить пробоотборник в вентиль, установленный на манифольде скважины. Открыть вентиль и стравить сначала жидкость в специальную тару.При отборе проб нужно стать с наветренной стороны. Запрещается отбирать пробу, предварительно не стравив жидкость из вентиля на манифольде скважины.Взять из специальной корзины стеклянную бутылку и отобрать пробы на КВЧ и Н2О. Закрыть вентиль на манифольде скважины. Поставить отобранную пробу в специальную корзину. В каждую пробу вставить в крышку листок бумаги, на котором должно быть написано: номер цеха, номер бригады, номер скважины, число, месяц, год и время отбора пробы. Замерить дебит скважины через АГЗУ. Приготовить газоанализаторы для проведения анализа отбора проб воздушной среды, проверив их исправность. Работы, связанные с замером дебитов скважин, ремонтом или вскрытием оборудования в помещении, должны производиться не менее чем двумя операторами ДНГ.Проверить исправность заземления.Проверить фланцевые соединения обратных клапанов и задвижек.Убедиться в наличии и целостности окон, дверей, замков на дверях.Включить вентилятор на 20 минут. Открыть дверь в АГЗУ и произвести анализ загазованности воздушной среды.Место проведения работ – с наветренной стороны прогретым газоанализатором. Предельно – допустимые концентрации: Сероводород – 10 мг/м3 Углеводороды в нефти – 300 мг/м3 Углеводороды в смеси сероводородом – 3 мг/м3 По результатам анализа воздушной среды сделать вывод о необходимости применения средств индивидуальной защиты. Открыть щитовое помещение.Отключить гидропривод.Включить освещение в АГЗУ и проверить техническое состояние оборудования, КИПиА АГЗУ. Каждый раз перед началом замера дебита скважины необходимо проверить правильность показаний всех приборов. 4 ТЕХНОЛОГИЯ ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТ ПО ОЦЕНКЕОБОРУДОВАНИЯ ППД Система ППД (рис.5) представляет собой комплекс технологического оборудования необходимый для подготовки, транспортировки, закачки рабочего агента в пласт нефтяного месторождения с целью поддержания пластового давления и достижения максимальных показателей отбора нефти из пласта. Система ППД должна обеспечивать: - необходимые объемы закачки воды в пласт и давления ее нагнетания по скважинам, объектам разработки и месторождению в целом в соответствии с проектными документами; - подготовку закачиваемой воды до кондиций (по составу, физико-химическим свойствам, содержанию мех примесей, кислорода, микроорганизмов), удовлетворяющих требованиям проектных документов; - проведение контроля качества вод системы ППД, замеров приемистости скважин, учета закачки воды как по каждой скважине, так и по группам, пластам и объектам разработки и месторождению в целом; - герметичность и надежность эксплуатации системы промысловых водоводов, применение замкнутого цикла водоподготовки и заводнения пластов с использованием сточных вод; - возможность изменения режимов закачки воды в скважины, проведения ОПЗ нагнетательных скважин с целью повышения приемистости пластов, охвата пластов воздействием заводнения, регулирование процесса вытеснения нефти к забоям добывающих скважин.
- систему нагнетательных скважин; - систему трубопроводов и распределительных блоков (ВРБ); - станции по закачке агента (БКНС), а также оборудование для подготовки агента для закачки в пласт. В настоящее время на многих объектах ППД практикуются различные варианты ремонта оборудования. Для проверки исправности оборудования широко применяется система планово-предупредительных ремонтов. Система ППР — это комплекс планируемых организационно-технических мероприятий по уходу, надзору, обслуживанию и ремонту оборудования. Мероприятия носят предупредительный характер, т.е. после отработки каждой единицей оборудования определенного количества времени производятся профилактические осмотры и плановые ремонты его: малые, средние, капитальные. Чередование и периодичность ремонтов определяется назначением оборудования, его конструктивными и ремонтными особенностями и условиями эксплуатации. К недостаткам такого ремонта следует отнести низкий коэффициент использования деталей (из-за частых снятий), выполнение неоправданно большого объема ремонтных работ и недоиспользование индивидуальных ресурсов большинства деталей. Кроме того, на случай внезапных отказов необходимо иметь в своем арсенале большой обменный фонд запасных частей. ППР оборудования предусматривает выполнение следующих работ: межремонтное обслуживание;периодические осмотры;периодические плановые ремонты:малые;средние;капитальные. Межремонтное обслуживание— это повседневный уход и надзор за оборудованием, проведение регулировок и ремонтных работ в период его эксплуатации без нарушения процесса производства. Оно выполняется во время перерывов в работе оборудования (в нерабочие смены, на стыке смен и т.д.) дежурным персоналом ремонтной службы цеха. Периодические осмотры — осмотры, промывки, испытания на точность и прочие профилактические операции, проводимые по плану через определенное количество отработанных оборудованием часов. Периодические плановые ремонты Малый ремонт — детальный осмотр, смена и замена износившихся частей, выявление деталей, требующих замены при ближайшем плановом ремонте (среднем, капитальном) и составление дефектной ведомости для него (ремонта), проверка на точность, испытание. Средний ремонт — детальный осмотр, разборка отдельных узлов, смена износившихся деталей, проверка на точность перед разборкой и после ремонта. Капитальный ремонт— полная разборка оборудования и узлов, детальный осмотр, промывка, протирка, замена и восстановление деталей, проверка на технологическую точность обработки, восстановление мощности, производительности по стандартам и ТУ. ППР осуществляется по плану-графику, разработанному на основе нормативов ППР:продолжительности ремонтного цикла;продолжительности межремонтных и межосмотровых циклов;продолжительности ремонтов;категорий ремонтной сложности (КРС);трудоемкости и материалоемкости ремонтных работ. Ремонтный цикл — это период работы оборудования от начала ввода его в эксплуатацию до первого капитального ремонта или период работы между двумя капитальными ремонтами. Структура ремонтного цикла — это порядок чередования ремонтов и осмотров, зависящих от типа оборудования, степени его загрузки, возраста, конструктивных особенностей и условий эксплуатации. Техническое состояние – состояние оборудования, которое характеризуется в определенный момент времени при определённых условиях внешней среды значениями параметров, установленных регламентирующей документацией. Контроль технического состояния – проверка соответствия значений параметров оборудования требованиям, установленным документацией, и определение на этой основе одного из заданных видов ТС в данный момент времени. В зависимости от необходимости проведения ТоиР различают следующие виды ТС:хорошее – ТоиР не требуются;удовлетворительное – ТоиР осуществляются в соответствии с планом;плохое – проводятся внеочередные работы по ТоиР;аварийное – требуется немедленная остановка и ремонт. С целью установления фактического ТС оборудования, выявления дефектов, неисправностей, других отклонений, которые могут привести к отказам, а также для планирования проведения и уточнения сроков и объёмов работ по ТоиР проводятся технические обследования (осмотры, освидетельствования, диагностирование). Технические обследования оборудования, эксплуатация которого регламентируется нормативными актами, проводится в порядке, установленном соответствующими нормативными актами. Технический осмотр – мероприятие, выполняемое с целью наблюдения за ТС оборудования. Техническое освидетельствование – наружный и внутренний осмотр оборудования, испытания, проводимые в срок и в объёмах, в соответствии с требованиями документации, в том числе нормативных актов, с целью определения его ТС и возможности дальнейшей эксплуатации. Проведение непрерывного контроля и измерения параметров, определяющих техническое состояние деталей, обеспечивает поддержание заданного уровня их надежности при эксплуатации и более полное использование индивидуальных ресурсов. Элементы подвергаются замене только в тех случаях, когда значение прогнозируемого параметра приблизилось к предельному уровню. Такой ремонт позволяет сократить трудозатраты на обслуживание и расход дорогостоящих узлов и деталей. Средняя наработка деталей между заменами увеличивается при этом в 1,5–2 раза, а затраты на ремонт и восстановление работоспособности узлов, напротив, сокращаются в 1,5 раза 5 ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ОХРАНЫ ТРУДА ВО ВРЕМЯ ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТ 5.1 Пожаробезопасность и электробезопасность Обеспечение пожарной безопасности является одной из важнейших задач охраны труда. Понятие пожаробезопасность означает такое состояние объекта (рабочего места, участка или цеха), при котором исключается возможность пожара, а в случае его возникновения предотвращается воздействие на людей опасных факторов пожара и обеспечивается защита материальных ценностей. Для людей представляют опасность следующие основные факторы пожара: открытый огонь, искры, повышенная температура воздуха и окружающих предметов, токсичные продукты горения, дым, нахождение технологического оборудования (станков) под напряжением и др.Для практической реализации профилактических мер на предприятии организуют постоянно действующую пожарно-техническую комиссию. Кроме того, устанавливают определенный порядок проведения противопожарного инструктажа и занятий по пожарно-техническому минимуму с рабочими и служащими. Для предприятий нефтегазовой промышленности характерны наличие большого объема нефти, газа, газового конденсата, нефтепродуктов и других горючих жидкостей, их паров и горючих газов в технологической аппаратуре, которая нередко размещается на относительно небольших производственных территориях; применение высоких давлений в аппаратах, применение высоких рабочих температур и открытого огня с огнеопасными веществами. Производственная территория не должна загрязняться легковоспламеняющимися и горючими жидкостями, а так же мусором и отходами производства.Дороги и подъезды к кустам и к каждой скважине, водоемам и средствам пожаротушения следует поддерживать в надлежащем состоянии. В каждой бригаде хранятся первичные средства пожаротушения (лопаты, топоры и т.д.), а так же огнетушители: ОП-5, ОП-10, ОП-50 и ОУ-5. Фланцевые соединения трубопроводов и фонтанной арматуры, работающие при высоких давлениях, уплотняются металлическими кольцами. Большое значение в снижении пожарной опасности процессов добычи нефти и газа имеют автоматизация и телемеханизация привода скважин, клапанов-регуляторов, насосов и других объектов. Более 70% электротравм на объектах нефтяной и газовой промышленности происходит при обслуживании различного электрооборудования и электропроводки. Организация безопасного обслуживания электроустановок требует четкого определения границ обслуживания электроустановок персоналом. Работники неэлектрических профессий, обслуживающих электротехническое оборудование, проходят соответствующий инструктаж по электробезопастности с последующим присвоением квалификации. При добыче нефти механизированным способом используется оборудование, питающееся электрическим током 380В, имеют электрический привод. Всё электрооборудование должно быть заземлено. Должна так же быть защита от молнии. К источникам опасности электрооборудования относятся все металлические токоведущие части оборудования. В связи с наличием опасности рекомендуются следующие защиты обеспечение недоступности токоведущих частей кожухов, камеры средства индивидуальной защиты: диэлектрические перчатки, коврики, заземление электрооборудования (контур выполняется из металлической проводки диаметром 6мм). Методы защиты от статического электричества: 1. Замена горючих средств на менее горючие. 2. Применение для горючих веществ статических присадок. 3. Вынос объектов, способных генерировать статическое напряжение за пределы производственного комплекса. Чаще других работников травмируются электрики, дизелисты буровых установок, сварщики. Принимают следующие технические защитные меры: малые напряжения;контроль и профилактика повреждения изоляции;обеспечение недоступности токоведущих частей;защитное заземление;зануление;двойная изоляция;защитное отключение. Правила безопасности при работе с токами высокого напряжения нормируется ПУЭ, ГОСТ 12.1.019-79 «Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты», ГОСТ 12.1.030-81 «Электробезопасность. Защитное заземление. Зануление», ГОСТ 12.1.038-82 «Электробезопасность. Предельно допустимые значения напряжений прикосновения и токов», ГОСТ 12.1.045-84 «Электростатические поля. Допустимые уровни на рабочих местах и требования к проведению контроля». Для электротехнического персонала используются средства индивидуальной защиты (спец. обувь, спец перчатки). 5.2 Техника безопасности К самостоятельной работе по обслуживанию нефтяных и газовых скважин допускается лица не моложе 18 лет, прошедшие: - медицинское освидетельствование и не имеющие противопоказаний к конкретному виду работ; - соответствующее профессиональное обучение и при наличии удостоверения, дающего права допуска к определенному виду работ; - инструктаж по безопасности и стажировку на конкретном рабочем месте; - проверку знаний производственных инструкций, инструкций для профессии и инструкций по видам работ. К обслуживанию электрооборудования, допускается электротехнический персонал, знающий схемы применяемых станций управления, инструкции по их эксплуатации, прошедший производственное обучение и стажировку на рабочем месте, а также проверку знаний с присвоением квалификационной группы по электробезопасности. Неэлектротехническому персоналу (операторам по добыче нефти и газа), имеющему II квалификационную группу по электробезопасности, разрешается пуск и остановка насосных установок. Персонал, допущенный к эксплуатации скважин, должен быть обеспечен спецодеждой и средствами индивидуальной защиты, предусмотренными для данного вида работ. Весь обслуживающий персонал должен владеть приемами оказания первой медицинской помощи пострадавшим от несчастных случаев и иметь радио- или телефонную связь с диспетчерской службой. Лица, допускаемые к самостоятельной работе, должны знать места расположения средств спасения, сигналы аварийного оповещения, правила поведения при возникновении нештатных ситуаций (авариях). При эксплуатации скважин, в продукции которых содержится сероводород, обслуживающий персонал должен знать правила безопасности при работе в среде, содержащей сероводород, и приемы оказания первой помощи пострадавшим. При заходе в рабочую зону обслуживающий персонал должен иметь: - индивидуальные средства защиты органов дыхания (изолирующий аппарат); - газосигнализатор сероводорода. К эксплуатации допускается сертифицированное оборудование, опробованное и принятое к серийному производству. Работники подрядных, обслуживающих и других организаций, допущенные на территорию объекта, должны быть обеспечены индивидуальными средствами защиты и под роспись проинструктированы о правилах безопасного ведения работ и нахождения в рабочей зоне. В целях обеспечения безопасной эксплуатации скважин рабочие обязаны: - проверить состояние оборудования и коммуникаций на обслуживаемых ими объектах; - проверить наличие и исправность аварийного инструмента и инструмента, используемого в процессе работы, средств связи, средств пожаротушения, аварийного освещения, приборов для замера газовоздушной среды, медицинской аптечки, спецодежду, средства индивидуальной защиты. территория вокруг скважины должна быть спланирована с учетом расстановки оборудования для ремонта и эксплуатации скважин и освобождена от посторонних предметов, а в зимнее время – очищена от снежных заносов и льда. Площадка для установки передвижных агрегатов должна сооружаться с учетом грунта, типов агрегатов, характера выполняемых работ и располагаться с наветренной стороны с учетом розы ветров. Полы, мостки, лестницы должны сооружаться таким образом, чтобы на их поверхностях не создавались условия для образования луж от атмосферных осадков и разлива жидкости, а их поверхность, предназначенная для передвижения обслуживающего персонала, в любой ситуации не создавала условия для возможности скольжения подошв обуви. Рабочие места должны быть оснащены плакатами, знаками безопасности, предупредительными подписями в соответствии с типовыми перечнями, утвержденными в установленном порядке. Содержание нефтяных паров и газов в воздухе рабочей зоны не должно превышать предельно допустимых концентраций (ПДК). До начала ремонтных работ или перед осмотром оборудования периодически работающей скважины с автоматическим, дистанционным или ручным пуском привод должен отключаться, а на пусковом устройстве вывешиваться плакат: «Не включать! Работают люди!». 6 ТРЕБОВАНИЯ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ВЫПОЛНЕНИИ РАБОТ Охрана окружающей среды – это система мероприятий по предотвращению или устранению загрязнения атмосферы, воды и земель, то есть природной среды. Заметным источником загрязнения окружающей среды служат производственные процессы, связанные с добычей и промысловой подготовкой нефтегазового сырья. Функционирование промыслов сопровождается сбросом нефтепродуктов и неочищенных сточных вод, выбросами в атмосферу таких токсичных веществ, как углеводороды, окись углерода, окиси азота. Нарушения технологического режима, некомплектность промыслового оборудования, работа транспортных средств сжигание газа и конденсата в факелах – все это так или иначе приводит к утечкам и выбросам, вредным для окружающей среды. Очистка остаточных нефтепродуктов проводится биологическим (применение бакпрепарата), механическим (отсыпка местным грунтом, торфом и песком) методами. Этим достигается минимальное негативное воздействие на окружающую среду. Комплекс мер по охране окружающей среды – проблема охраны окружающей среды и обеспечение экологической безопасности охватывает все сферы жизнедеятельности человека. В наше время сложилась тревожная экологическая обстановка. Растут объемы промышленных отходов; больше 2/3 источников воды загрязнены, происходит опасное загрязнение подземных вод. Часть продуктов питания опасно использовать в пищу. Растет заболеваемость аллергическими, онкологическими и другими заболеваниями. При разработке нефтяных и газовых месторождений проводят следующие природоохранительные мероприятия: предотвращение оборудования открытых фонтанов, а также потерь нефти и газа в процессе добычи (установка на устьях скважин, оборудованных ШГН сальников высокого давления; герметизация насосного оборудования, фонтанной арматуры, трубопроводов, резервуаров и других нефтепромысловых сооружений; с целью герметизации водоводов и трубопроводов использовать ингибиторы коррозии и проводить их своевременный ремонт); сохранение чистоты атмосферы, почвы, водоемов (регулярно проводить ликвидацию водонефтяных проявлений на поверхности почвы, проводить рекультивацию земель, а также обеспечивать герметичность нефтепромыслового оборудования); очистка и утилизация сточных вод, уничтожение отходов; комплексное рациональное использование природного и попутного газа и нефти; повышение нефтеотдачи пласта за счет внедрения новых методов интенсификации добычи. Охрана недр и окружающей среды, рациональное использование ее ресурсов относится к актуальным проблемам современности, от правильных решений которых во многом зависит успешное развитие и благосостояние нашего и будущего поколения. ЗАКЛЮЧЕНИЕ При выполнении выпускной работы мною ставились следующие цели: 1. Изучить основные технологические параметры работы скважины; 2. Изучить основные виды применяемых контрольно-измерительных приборов и проведение замеров с их помощью; 3. Рассмотреть оборудование системы поддержания пластового давления; 4. Изучить основные мероприятия по проверке исправности оборудования; 5. Определить меры по технике безопасности при выполнении работ и основные мероприятия по охране окружающей среды. Практически каждый шаг человека сопровождает использование нефти, газа или нефтепродуктов.Широко применяются разнообразные виды нефтяных и газовых скважин. Для определения забойных давлений, температур и других параметров применяют глубинные приборы, которые могут быть установлены в любой точке скважины и комплексные дистанционные приборы. При работе с приборами и оборудованием необходимо соблюдать правила безопасности. Это является очень важным аспектом. Кроме того, важными являются мероприятия по охране окружающей среды. Таким образом, для работы на скважинах необходим компетентный специалист, обладающий общими и профессиональными компетенциями. СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ 1. Акульшин А.И. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М: Недра, 2007. - 480 с. 2. Бунчук В.А. Транспорт и хранение нефти, нефтепродуктов и газа. – М.: Недра, 1999. – 336с. 3. Бухаленко Е.И. Нефтепромысловое оборудование. – М.: Недра, 2015. – 559с. 4. Вайншток С.М. Трубопроводный транспорт нефти. – М.: Недра, 2014.- 407с. 5. Велиев Т.К. Монтаж, эксплуатация и ремонт оборудования фонтанных и нагнетательных скважин. – М.: Недра, 2001. – 246с. 6. Покрепин Б.В. Разработка нефтяных и газовых месторождений. – М.: Недра, 2004. – 232с. 7. ПокрепинБ.В.Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. – В.: Ин-Фолио, 2015. – 496с. 8. Покрепин Б.В. Оператор по добыче нефти и газа. – В.: Ин-Фолио, 2015. – 448с. 9. Тагиров К.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. – М.: Академия, 2012. – 336с. 10. http://studopedia.net – Нефтяная промышленность мира. 11.http://stati-raznoe/neft-dobycha-i-pererabotka - Нефть: добыча и переработка. 12.www.geoim.ru – Журнал «Геология нефти и газа». 13. http://vseonefti.ru/upstream/sposoby-dobychi.html - официальный портал «Все о нефти». ПРИЛОЖЕНИЯ  Рис. 1. Конструкция автономного глубинного манометра МГН-1 с вращающимся поршнем: 1 - гидровыключатель; 2 - блок питания; 3 - электронный прерыватель; 4 - электродвигатель; 5 - цилиндрическая пружина;6 - поршень; 7 - уплотнительное кольцо; 8 - пишущее перо;9 - барабан с бланком диаграммы; 10 - часовой механизм  1 - спиральная пружина; 2 - зубчатый сектор; 3 - шарнир; 4 - тяга; 5 - основание; 6 - ниппель; 7 - стрелка; 8 - шкала; 9 - корпус; 10 - трубка; 11 - кронштейн; 12 - верхний фланец; 13 - нижний фланец; 14 - мембрана; 15 - стойка свойств или преобразовании воздействия давления в электрический параметр при помощи соответствующих датчиков.  Рис. 3. Конструкция дифференциальных манометров: а - поплавкого: 1 - запорные вентили; 2 - уравнительный вентиль; 3 и 9 - пробки; 4 - ось; 5- муфта уплотнительная; 6 - рычаг, 7 - поплавок; 8-сосуд большого диаметра (плюсовой); 10 - трубка; 11 - сосуд малого диаметра (минусовой); б - мембранного: 1-запорные вентили; 2 - импульсные трубки; 3 - индукционные катушки; 4- плунжер; 5- стержень; 6 - мембранные коробки  Рис. 4. Автоматическая промысловая электронная лаборатория: 1 - глубинные приборы ; 2 - стенд управления; 3 - лебедка; 4 - намоточное устройство; 5 - направляющий блок; 6 - малогабаритная лебедка; 7 - блок контроля пишущего потенциометра.  Рис. 5Принципиальная схема системы ППД |