1. Назначение и общее устройство динамических и объемных насосов

Насосы и гидродвигатели - основные элементы всех видов гидравлического привода, назначение которого состоит в передаче энергии к исполнительному рабочему органу и управления его движением посредством жидкости. Насос сообщает энергию жидкости, которая поступает по гидролиниям к гидродвигателю. Выделяют две основные группы насосов: двигательные и объёмные. Двигательные (лопастные) насосы создают поток жидкости с помощью вращающегося лопастного рабочего колеса, сообщающего жидкости кинетическую энергию, трансформируемую в энергию давления. В двигательных насосах области всасывания и нагнетании не имеют разграничения. Повышение удельной энергии жидкости происходит постепенно, в процессе ее перемещения из области всасывания в область нагнетания. К двигательным насосам относятся: а) центробежные - рабочее колесо насоса несёт лопатки, заключённые между дисками. Спиральный корпус переходит в напорный патрубок, на котором монтируется задвижка, перекрывающая выход в напорный трубопровод. К центральной части рабочего колеса примыкает (с небольшим зазором) входной (всасывающий) патрубок, к которому присоединяется всасывающая труба, оканчивающаяся приёмной сеткой с обратным клапаном. Перед пуском, полости насоса и всасывающая линия заполняются жидкостью через горловину. При вращении рабочего колеса с постоянной частотой, жидкость непрерывно движется по каналам колеса, образованного лопастями, которые сообщают протекающей жидкости энергию - давление и значительную скорость. По выходе жидкости в спиральный корпус её скорость постепенно уменьшается в связи с расширением сечения корпуса и достигает нормальных величин при подходе к напорному трубопроводу. При уменьшении скорости повышается давление, которое и обеспечивает подачу жидкости.(консольные, характерная особенность которого - расположение рабочего колеса на консоли вала, вращающегося в двух широко расставленных шариковых подшипниках; одноступенчатые с двухсторонним входом, характеризуется двусторонним подводом жидкости к рабочему колесу; многоступенчатые, для создания больших напоров. б) скважные центробежные насосы - вертикальные секционные насосы, устанавливаемые в скважине при водоснабжении, водопонижении и орошении. Эти насосы разделяются на две группы: - насосы, монтируемые в скважине с приводом от двигателя, располагаемого над скважиной, который соединяется с насосом длинным трансмиссионным валом, монтируемым в водопроводной трубе. В этих насосах используется радиальные и диагональные рабочие колёса. К установке этих насосов предъявляются высокие требования: строго вертикально положение вала трансмиссии, недопущение искривления скважины, тщательный монтаж. К недостаткам следует отнести трудность эксплуатации, и сложность монтажа и демонтажа насоса, изнашивание вала от песка и коррозии. В достоинствах меньшая металлоёмкость и отсутствии сложного оборудования; - насосы, погружаемые вместе с электродвигателем под динамический уровень воды в скважине. Для привода таких насосов применяются погружные асинхронные водозаполненные электродвигатели с короткозамкнутым ротором. Электродвигатель располагается ниже насоса, вода в который проходит через приёмную сетку, расположенную между насосом и электродвигателем. Подшипники насоса и электродвигателя смазываются и охлаждаются водой. Вода от насоса поступает в водоподъёмную трубу, соединённую с ним специальным патрубком. в) осевые - струйки потока движутся параллельно оси насоса, благодаря чему этот тип лопастных насосов и получил название осевых, но помимо осевого, поток участвует в винтовом движении при сходе с лопастей рабочего колеса. На втулке рабочего колеса жёстко закреплены лопасти. Для осевого насоса характерно резкое снижение напора при увеличении подачи. г) диагональные (полуосевые) - движение жидкости в рабочем колесе происходит под углом к оси насоса (по диагонали). Объёмные насосы перемещают жидкость по принципу механического переодического вытеснения жидкости рабочим телом, создающим в процессе перемещения определённое давление на жидкость. К ним относятся: а) поршневые с возвратно-поступательным движением рабочего органа вытесняющий поршень или плунжер, совершает возвратно-поступательное движение, основная деталь насоса - поршень, перемещающийся в цилиндре. Наружная поверхность поршня плотно прилегает к хорошо обработанной внутренней поверхности цилиндра. Возвратно-поступательное движение поршня совершается под действием кривошипно-шатунного механизма, воздействующего на шток. Рабочая камера сообщается с цилиндром, через всасывающий клапан - с всасывающей линией, а через нагнетательный клапан - с напорной линией. При движении поршня вправо рабочая камера заполняется через всасывающую линию и открывшийся всасывающий клапан. При движении поршня влево, жидкости сообщается давление, всасывающий клапан закрывается, а нагнетательный - открывается, и жидкость вытесняется в напорный трубопровод. Равномерность подачи поршневого насоса простого или двойного действия можно резко повысить, если установить нагнетательный Воздушный колпачок. В такт нагнетания вода поступает частично в колпак, сжимая воздух. В период отсутствия подачи вода под давлением воздуха поступает в нагнетательную линию. При длинной всасывающей линии для более равномерного режима всасывания также применяют всасывающий воздушный колпак. Характерная особенность работы поршневых насосов состоит в том, что развиваемое давление не зависит от подачи и определяется характеристикой трубопровода. К достоинствам насоса можно отнести: довольно высокий КПД, независимость напора от подачи, способность перекачивания жидкостей с различной вязкостью, хорошая всасывающая способность. Недостатки сводятся к: неравномерности подачи и резким колебаниям давления, тихоходности насосов, высокой относительной стоимости и металлоёмкости; б) роторные с вращательным или вращательным возвратно-поступательным движением рабочего органа - применяются для перекачивания чистых масел и нефтепродуктов. Они подразделяются на: - шестерённые, наиболее распространённый тип роторных насосов. Рабочий орган - пара шестерён (ведущая и ведомая). Зубья шестерён перемещают жидкость из области всасывания в область нагнетания. Эти области изолируются друг от друга при зацеплении шестерён, приводимых во вращение валом. Всасывание обеспечивается тем, что жидкость захватывается впадинами зубчатых колёс из всасывающего пространства и при вращении колеса перемещается в полость нагнетания до места зацепления колёс, где зубья одного колеса вытесняют жидкость из впадин другого. Для ограничения давления в насосе, как правило, устанавливают предохранительный клапан, давление открытия которого регулируется пружиной. Применяются эти насосы в системах смазки, гидросистемах тракторов, автомобилей, станков, гидропередачах и т.д.; - винтовые - наибольшее распространение получили трёхвинтовые насосы. Жидкость в этих насосах перемещается вдоль оси во впадинах между винтовыми поверхностями, герметически отделяющими приёмную часть от напорной. Широкому распространению этих насосов способствует их высокий КПД. Они обладают строго равномерной подачей, работают без шума, отличаются малой массой. Применяются для перекачки жидкостей, обладающих смазывающей способностью, при отсутствии абразивных примесей. Винтовые насосы просты в конструкции - стальные винты (ведущий и ведомый) заключены в обойму. Нарезка винтов двухзаходная с циклоидным зацеплением: левая - на ведущем и правая - на ведомых винтах; - роторно-пластинчатые - в противовес к другим вакуумным насосам работают непосредственно контратмосферного давления и при помощи газобалластного устройства создают возможности к отсасыванию паров, эти насосы находят обширное применение в многочисленных отраслях промышленности. Основные отличия объёмных насосов от двигательных состоят в следующем: 1) подача объёмного насоса осуществляется циклически, а не равномерным потоком, как в лопастных, причём за каждый цикл рабочего процесса подаётся порция, равная рабочему объёму насоса; 2) напорный трубопровод объёмных насосов постоянно отделён от всасывающего соответствующими разграничивающими устройствами; 3) объёмный насос обладает способностью самовсасывания, т. е. способен создавать вакуум во всасывающей трубе; 4) давление, создаваемое насосом, не зависит от скорости движения рабочего органа; 5) идеальная подача не зависит от развиваемого насосом давления.

2. Конструкция скважины, ее графическое изображение и основные требования к ней

Верхняя часть скважины называется устье, нижняя – забой. Стенки скважины – это ствол скважины.

• конструкция скважины должна обеспечивать свободный доступ к забою глубинного оборудования и геофизических приборов;

• конструкция скважины должна предотвращать обрушение стенок скважины;

• конструкция скважины должна обеспечивать надежное разобщение всех пластов друг от друга, то есть она должна предотвращать перетекание флюидов из одного пласта в другой;

• кроме того, она должна обеспечивать возможность герметизации устья скважины при необходимости.

Сначала бурят ствол большого диаметра глубиной порядка 30 метров. Спускают металлическую трубу диаметром 324 мм, которая называется направление, и цементируют пространство между стенками трубы и стенками горной породы. Направление нам необходимо для того, чтобы верхний слой почвы не размывался при дальнейшем бурении. Далее продолжают бурение ствола меньшим диаметром до глубины примерно 500-800 м. Снова спускают колонну труб диаметром 168 мм и также цементируют пространство между колонной труб и стенками породы по всей длине. Это у нас кондуктор. Далее бурение возобновляют и бурят скважину уже до целевой глубины. Снова спускают колонну труб диаметром 146 мм, которая называется эксплуатационной колонной. Пространство между стенками труб и горной породой опять же цементируется от забоя скважины и вплоть до устья. До глубины порядка 500 метров расположена зона пресных вод с активным водообменном. Ниже глубины 500 м (глубина может быть различна для разных регионов) идет зона затрудненного водообмена с солеными водами, а также другими флюидами (нефтью, газами). Кондуктор нам необходим в качестве дополнительной защиты, предотвращающей возможность засолонения пресных вод и попадания в них вредных веществ с нижележащих пластов. Между кондуктором и эксплуатационной колонной в некоторых случаях (например, при большой глубине скважины) спускают промежуточную (техническую) колонну.

Первая колонна — кондуктор служит для крепления верхних интервалов ствола скважины и устья. Эксплуатационная колонна обеспечивает крепление ствола скважины на больших глубинах. В эксплуатационной колонне обычно устанавливают насос для подъема воды. В скважинах глубиной более 300 м и в случае вскрытия неблагоприятных интервалов (сильное поглощение промывочной жидкости и др.) может устанавливаться промежуточная техническая колонна. Цементацию проводят при высоких значениях скоростей подъема цементных растворов в затрубном пространстве (более 1,0—1,5 м), иначе качество затрубной цементации будет неудовлетворительным. Во всех случаях обсадные колонны снабжают центрирующими фонарями. В конструкции скважины различают следующие элементы кондуктор (направление), эксплуатационную колонну и фильтр В устойчивых водовмещающих породах фильтр не устанавливают. Фильтр может быть смонтирован на эксплуатационной колонне, а изоляцию вышележащих водоносных горизонтов осуществляют путем затрубной цементации через манжету. Если у такой скважины при эксплуатации снижается производительность, то заменить фильтр в случае выхода его из строя практически невозможно.

3. Основные причины несчастных случаев при КРС

В целях предотвращения возникновении несчастных случаев на нефтегазовом производстве по капитальному ремонту и реконструкции нефтяных и газовых скважин регламентируются в соответствии с Федеральным законом от 21.07.97 N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов", Положением о Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июля 2004 г. N 401, Правилами организации и осуществления производственного контроля за соблюдением промышленной безопасности на опасном производственном объекте. По вопросам организации и эффективности осуществления производственного контроля проверяются: наличие разработанного, утвержденного руководителем организации и согласованного с территориальным органом Службы положения по осуществлению производственного контроля на опасных производственных объектах; наличие лиц, ответственных за организацию и осуществление производственного контроля; наличие планов работы по осуществлению производственного контроля и их выполнение; наличие планов мероприятий по локализации аварий, инцидентов и несчастных случаев при производстве работ по ремонту и реконструкции скважин; наличие графика проведения комплексных и целевых проверок состояния промышленной безопасности в бригадах текущего и капитального ремонта скважин и его выполнение; проведение анализа причин возникновения аварий и инцидентов на ремонтируемых (реконструируемых) скважинах и осуществление хранения документации по их учету; соответствие квалификации лиц, назначенных ответственными за осуществление производственного контроля, и качество выполнения ими своих должностных обязанностей; выполнение установленных графиком технических обслуживании и ремонтов бригадного оборудования, инструмента и специальных приспособлений, периодических испытаний ответственных элементов их конструкций, проверок систем взрывозащиты бригадного электрооборудования, соблюдение требований правил при проведении указанных работ, правильность оформления ремонтной документации, полнота выполнения запланированных ремонтных работ; своевременное проведение экспертиз промышленной безопасности технических устройств, применяемых при ремонте и реконструкции скважин, с истекшим нормативным сроком эксплуатации с целью своевременного его продления или вывода технических устройств из эксплуатации, качество и правильность оформления результатов экспертиз промышленной безопасности данных устройств. КРС - комплекс работ по восстановлению работоспособности скважин и повышению нефтеотдачи пластов, промышленной, экологической безопасности и охраны недр, в том числе: восстановление технических характеристик обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, интервала перфорации; восстановление работоспособности скважины, утраченной в результате аварии или инцидента; спуск и подъем оборудования для раздельной эксплуатации и закачки различных агентов в пласт; воздействие на продуктивный пласт физическими, химическими, биохимическими и другими методами (гидроразрыв пласта, гидропескоструйная перфорация, гидромеханическая щелевая перфорация, солянокислотная обработка пласта и др.); зарезка боковых стволов и проводка горизонтальных участков в продуктивном пласте (без полной замены обсадной колонны); изоляция одних и приобщение других горизонтов; перевод скважин по другому назначению; исследование скважин; ликвидация скважин. При обследовании в части, касающейся КРС, проверяется: полнота и качество выполнения мероприятий по подготовке к безопасному производству работ, в том числе: - наличие двусторонней радио-телефонной связи с базами ремонтных цехов; - наличие утвержденного в установленном порядке плана работ (плана-заказа); - наличие первичных средств тушения пожара; - состояние подъездных путей к устью скважины; - состояние соседних скважин; - расстановка бригадного оборудования в соответствии с утвержденными схемами; - наличие и исправность противовыбросового оборудования, определенного планом работ; - наличие и состояние искрогасителей на двигателях внутреннего сгорания; - состояние освещенности рабочей зоны; - укомплектованность бригад оборудованием, инструментом, контрольно-измерительными приборами и средствами защиты согласно табелю технического оснащения бригад текущего и капитального ремонта скважин; - техническое состояние подъемной установки (испытание предохранительных устройств), другого оборудования, инструмента, контрольно-измерительных приборов и средств защиты; - наличие паспортов, актов испытания и поверки (при необходимости) на оборудование, инструмент, контрольно-измерительные приборы и средства защиты; - наличие и качество ведения вахтового (сменного) журнала; - наличие и качество ведения журнала ежесменного осмотра оборудования; - наличие и качество оформления документа о готовности организации к работам по текущему или капитальному ремонту скважины; - наличие актов (протоколов) о приеме скважины в ремонт, на скрытые работы и испытание якорей, на глушение скважины (при отсутствии клапана-отсекателя), на опрессовку противовыбросового оборудования, измерения сопротивления заземляющего устройства; - наличие разрешения на производство одновременных работ и наряда-допуска на производство работ при одновременной работе бригад по ремонту и бурению скважин на одной кустовой площадке; - наличие разрешения на производство одновременных работ и наряда-допуска на производство работ при одновременной работе нескольких бригад по ремонту скважин на одной кустовой площадке.

4. Назначение и общее устройство циркуляционных систем буровых установок

Циркуляционная система буровых установок включает в себя наземные устройства и сооружения, обеспечивающие промывку скважин путем многократной принудительной циркуляции бурового раствора по замкнутому кругу: насос — забой скважины — насос. Многократная замкнутая циркуляция дает значительную экономическую выгоду благодаря сокращению расхода химических компонентов и других ценных материалов, входящих в состав буровых растворов. Важно также отметить, что замкнутая циркуляция предотвращает загрязнение окружающей среды стоками бурового раствора, содержащего химически агрессивные и токсичные компоненты. Циркуляционные системы буровых установок состоят из взаимосвязанных устройств и сооружений, предназначенных для выполнения следующих основных функций: приготовления буровых растворов, очистки бурового раствора от выбуренной породы и других вредных примесей, прокачивания и оперативного регулирования физико-механических свойств бурового раствора. В состав циркуляционной системы входят также всасывающие и напорные линии насосов, емкости для хранения раствора и необходимых для его приготовления материалов, желоба, отстойники, контрольно-измерительные приборы и др. Циркуляционные системы монтируются из отдельных блоков, входящих в комплект поставки буровых установок. Блочный принцип изготовления обеспечивает компактность циркуляционной системы и упрощает ее монтаж и техническое обслуживание. Важнейшие требования, предъявляемые к циркуляционным системам буровых установок,— качественное приготовление, контроль и поддержание необходимых для данных геолого-технических условий состава и физико-механических свойств бурового раствора. При выполнении этих требований достигаются высокие скорости бурения и в значительной мере предотвращаются многие аварии и осложнения в скважине. В числе требований, предъявляемых к циркуляционным системам, важное значение имеют механизация и автоматизация процессов приготовления и очистки буровых растворов. Исключение тяжелого и малоквалифицированного ручного труда при выполнении этих трудоемких процессов имеет не только производственное, но и важное социальное значение, так как преобразует работу буровиков, делая ее более производительной и привлекательной. Циркуляционная система представляет достаточно сложную систему распределения потоков бурового раствора и химреагентов, водо- и электроснабжения, отопления и т.д. Основные составные ЦС: блок очистки, промежуточные и приемные емкости, блоки приготовления буровых растворов и химреагентов. В процессе бурения в большинстве случаев раствор цирку­лирует по замкнутому контуру. Из резервуаров очищенный и подготовленный раствор поступает в подпорные насосы, кото­рые подают его в буровые насосы . Последние перекачивают раствор под высоким давлением (до 30 МПа) по нагнетательной линии, через стояк ,гибкий рукав, вертлюг, ведущую трубу к устью скважины. Часть давления насосов  при этом расходуется на преодоление сопротивлений в наземной системе. Далее буровой раствор проходит по бурильной колонне (бу­рильным трубам, УБТ и забойному двигателю) к долоту. На этом пути давление раствора снижается вследствие затрат энергии на преодоление гидравлических сопротивлений. Затем буровой раствор вследствие разности давлений внутри бурильных труб и на забое скважины с большой скоростью выходит из насадок долота, очищая забой и долото от выбурен­ной породы. Оставшаяся часть энергии раствора затрачивается на подъем выбуренной породы и преодоление сопротивлений в затрубном кольцевом пространстве.  Поднятый на поверхность к устью отработанный раствор проходит по растворопроводу  в блок очистки, где из него удаляются в амбар частицы выбуренной породы, песок, ил, газ и другие примеси, поступает в резервуары  с устройствами для восстановления его параметров и снова направляется в подпорные насосы. Нагнетательная линия состоит из трубопровода высокого дав­ления, по которому раствор подается от насосов к стояку  и гибкому рукаву, соединяющему стояк с вертлюгом. Напор­ная линия оборудуется задвижками и контрольно-измерительной аппаратурой. Для работы в районах с холодным климатом пре­дусматривается система обогрева трубопроводов.

5. Заканчивание скважин

Заканчивание является одной из наиболее ответственных стадий в строительстве скважин. Именно цементирование, вторичное вскрытие продуктивных пластов, освоение во многом закладывают будущий дебит скважины. При проведении этих работ необходимо принимать все возможные меры для повышения качества заканчивания скважин. Заканчивание скважин - комплекс технологических процессов от начала вскрытия продуктивных пластов бурением до окончания их освоения каквскрытия продуктивных пластов бурением до окончания их освоения как промышленного объекта.промышленного объекта. Включает в себя: - - исследование эксплуатационных характеристик продуктивных пластов; - вызов притока флюида из продуктивных пластов; - вторичное вскрытие продуктивных пластов перфорацией; - создание фильтра между продуктивными пластами и скважиной; - крепление ствола скважины и разобщение пластов обсадными трубами и тампонажными материалами; - испытание пластов в период бурения;- первичное вскрытие продуктивных пластов посредством бурения ствола.

6. Перечень сервисных услуг в бурении

К сервисным работам и услугам на рынке нефте и газодобычи в широком смысле можно отнести все виды работ по сооружению соответствующих объектов, проведению испытаний и исследований и т. д. В более узком смысле к сервисным услугам относят проведение комплекса геологических (геофизических) работ и различных работ со скважинами на месторождениях. Сервисные услуги в нефтегазодобыче включают в себя: • сейсмические исследования; • геофизические работы; • бурение и сопутствующие работы; • капитальное строительство инфраструктуры (дороги и прочие объекты); • ремонт (текущий и капитальный) скважин; • повышение нефтеотдачи пластов (в частности, гидравлический разрыв пласта); • услуги технологического и общего транспорта; • производство, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования; • производство химических реагентов и растворов. Нефтегазовый сервис обеспечивает необходимый уровень добычи и транспорта нефти и газа, проектирование разработки и обустройство месторождений, ремонт скважин, автоматизацию промыслов, повышение нефтеотдачи, строительство трубопроводов, морских платформ.

7. Назначение и тех характеристика средств перекачки нефтепродуктов

Перекачка нефтепродуктов: Транспортировка светлых нефтепродуктов, к которым относится бензин, керосин, дизельное топливо, осуществляется путем последовательной перекачки. При этом топливо разных сортов объединяется в партии и десятками тысяч тонн последовательно закачивается в трубопроводы, транспортируясь таким образом к конечному потребителю. Транспортировка по нефтепроводам внутризаводского типа допускается, только если предварительно они были освобождены от остаточных явлений предыдущей перекачки.Перекачка нефтепродуктов и реагентов осуществляется с использованием большого количества насосов различного типа. Наиболее часто используются центробежные и поршневые насосы, каждый из которых имеет достоинства и недостатки. Нефтепродукты, практически не имеющие загрязнений — керосин, бензин, масла с малой вязкостью — транспортируются с использованием вихревых насосов центробежного типа. Перекачка в разделочные резервуары осуществляется с помощью приводов, в качестве которых выступают электродвигатели специальной, невзрывоопасной разновидности.Последовательная перекачка нефтепродуктов, благодаря своей цикличности, позволяет транспортировать несколько десятков типов топлива. При этом они объединяются в группы, согласно своим характеристикам. К примеру, дизельные топлива отходят в одну группу, а карбюраторные — во вторую. Полным циклом считается перекачка двух партий, относящихся к разным группам. Перед началом процесса обязательно должна составляться технологическая карта, в которой указан объем продукта и порядок его следования. Согласно этому документу, составляются партии и формируются циклы. Переход от одной партии к другой внутри одного цикла должен происходить без резкой смены физико-химических свойств топлива, чтобы качества ценных нефтепродуктов сохранялись до конечного этапа транспортировки. Последовательный метод имеет множество достоинств, но и существенный недостаток. Разносортные нефтепродукты при этом транспортируются один за другим, на контактных участках происходит их перемешивание, в результате чего образуются смеси с совсем другими свойствами, нежели сами изначальные топлива. Поэтому продажа нефтепродуктовтакого типа не может быть осуществлена на тех же условиях, что и реализация полноценного продукта. Случается, что перекачка нефтепродуктов происходит из нерабочих цистерн. В этом случае используются специальные установки для перекачки — как передвижные, так и стационарные. Также может возникнуть необходимость перекачки продукта из одной емкости в другую, при обнаружении в ней протечек.

8. Понятие и перечень работ при КРС

(КРС) называется комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией сложных аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке.

К капитальным ремонтам и приравненным к ним работам по повышению  нефтеотдачи пластов относятся:

- ремонтно-изоляционные  (шифр КР-1);

- устранение негерметичности эксплуатационной колонны (КР-2);

- устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта (КР-3);

- переход на другие горизонты и приобщение пластов (КР-4);

- внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, ОРЗ и пакеров-отсекателей (КР-5).

Шифром КР-6 обозначается комплекс подземных работ, связанных с бурением,

КР-7 – с обработкой призабойной зоны;

КР-8 – исследование скважин;

далее идет перевод скважин на использование по другому назначению (КР-9),

ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин (КР-10)

и, наконец, консервация и расконцервация  скважин (КР-11).

Завершают классификатор прочие виды работ, обозначаемые как КР-12.

К КРС относят  специалисты и их исследование характера  насыщенности и выработки продуктивных пластов, уточнение геологического разреза, а также  оценку технического состояния. Эти виды работ подразумевают выполнение запланированного комплекса исследования в заданном  режиме (скажем, приток, закачка, выдерживание скважины в покое), либо выполнение запланированного объема работ и выдачу заключения.

1)  обработка карбонатных коллекторов, состоящих в основном из кальцита, доломита и других солей угольной кислоты, а также терригенных  коллекторов с повышенным , более 10 % содержанием карбонатов используют соляную кислоту. В случае отсутствия – допускается применение сульфаминовой и уксусной кислот. В трещинных и трещино-поровых коллекторах для глубокой по простиранию обработки используют замедленно взаимодействующие с карбонатами составы на основе соляной кислоты, дисперсные системы типа эмульсий и загущенных растворов. Для приготовления кислотной пены и нефтекислотной эмульсии используют ПАВ типа сульфанола, ОП-10 и других и стабилизатор – КМЦ; 2) гидропескоструйную  перфорацию (ГПП) применяют при вскрытии плотных коллекторов, как однородных, так и неоднородных по проницаемости  перед гидроразрывом пласта для образования трещин в заданном интервале пласта, а также чтобы срезать трубу в скважине при ремонтных работах. Следует помнить, что если пласт поглощает  жидкость, то применение гидропескоструйной перфорации недопустимо. Различают два варианта перфорации – точечную и щелевую. В первом – канал образуют при неподвижном перфораторе, во втором – перфоратор движется. 

Для проведения гидропескоструйной перфорации необходимы перфораторы, насосно-компрессорные  трубы, насосные агрегаты, пескосмесители, емкости для жидкости, сальниковая катушка или превентор, а также жидкость – носитель и кварцевый песок. В качестве жидкости – носителя используют дегизированную нефть, 5-6% раствор соляной кислоты, воду (можно соленую) с добавками ПАВ или промывочный раствор, не загрезняющий коллектор. При работах в интервале непродуктивного  пласта обычно используют пресную  воду или промывочную жидкость. Концентрация песка в жидкости-носителе  должна составлять 50-100 граммов на  литр. Продолжительность процесса при точечном вскрытии составляет 15 минут, а при щелевом – не более 2-3 минут на каждый сантиметр длины цели; 3) Термообработку  призабойной зоны пласта проводят в коллекторах с тяжелыми парафинистыми нефтями при пластавых температурах, близких к температуре кристаллизации  парафина или ниже ее; 4) Гидравлический  разрыв пласта применяют для воздействия  на плотные низкопроницаемые коллекторы, а также при большом радиусе загрязнения призабойной зоны пласта. При этом, в зависимости от геологических характеристик пласта и системы разработки месторождения создается система закрепленных трещин протяженностью от 10 до 50 метров. Для осуществления процесса гидроразрыва используют технологические жидкости на водной и углеводородной основах. Выбирают жидкость в соответствии с  пластовыми условиями, т.е. литологии, температуре, давлении и т.д. При этом обязательно учитывается совместимость выбранной жидкости с матрицей пласта и его флюидами.

9. Себестоимость, прибыль, рентабельность нефтегазового дела

Себестоимость продукции (работ, услуг) представляет собой стоимостную оценку используемых в процессе нефтегазового производства продукции (работ, услуг) природных ресурсов, сырья материалов, топлива, энергии, основных фондов, трудовых ресурсов, а также других затрат на ее производство и реализацию - совокупность затрат на производство и реализацию продукции. Себестоимость продукции - качественный, обобщающий показатель, в нем отражаются практически все стороны производственно-хозяйственной деятельности: уровень производительности труда, степень использования производственной мощности, использования техники, технологии, материальных и трудовых ресурсов, уровень организации производства материально-технического снабжения и сбыта продукции и др. Прибыль, являясь важнейшим показателем результативности, не дает полного представления о ее эффективности, т.к. не учитывает величину затрачиваемых ресурсов. Эффективность производственно-хозяйственной деятельности предприятия оценивают системой показателей рентабельности. Наличие обобщающего показателя, рассматриваемого как критерий оценки эффективности деятельности, позволяет создать полную картину финансового и экономического состояния предприятия. Система показателей рентабельности включает: - рентабельность активов предприятия; - рентабельность собственного капитала; - рентабельность продаж (реализации); - рентабельность производства; - рентабельность продукции. Прибыль от продаж продукции в целом по предприятию зависит от четырех факторов первого уровня соподчиненности: объема продаж продукции; ее структуры; себестоимости и уровня среднереализационных цен. Объем продаж продукции может оказывать положительное и отрицательное влияние на сумму прибыли. Увеличение объема продаж рентабельной продукции приводит к пропорциональному увеличению прибыли. Если же продукция является убыточной, то при увеличении объема продаж происходит уменьшение суммы прибыли.Структура товарной продукции может оказывать как положительное, так и отрицательное влияние на сумму прибыли. Если увеличится доля более рентабельных видов продукции в общем объеме ее реализации, то сумма прибыли возрастет, и наоборот, при увеличении удельного веса низкорентабельной или убыточной продукции общая сумма прибыли уменьшится. Себестоимость продукции и прибыль находятся в обратно пропорциональной зависимости: при увеличении уровня цен сумма прибыли возрастает и наоборот. Уровень рентабельности производственной деятельности (окупаемость затрат), исчисленный в целом по предприятию, зависит от трех основных факторов первого порядка: изменения структуры реализованной продукции, ее себестоимости и средних цен реализации.

10. Структура и назначение геологотехнического наряда

Геолого-технический наряд(ГТН) – это оперативный план работы буровойбригады. Его составляют на основе технического проекта Геолого-технический наряд (ГТН) оставляют на основании:

- имеющейся геологической информации о районе сооружения скважин;

- разработанной проектной конструкции скважины;

- выбранного бурового оборудования, инструмента и контрольно-измерительных приборов;

- разработанной технологии бурения;

- намеченных геофизических, гидрогеологических и др. исследований в скважине;

- определения необходимых специальных работ в скважине.

Геолого-технический наряд необходимо иметь на каждой буровой, а его параметры должны выполняться членами рабочей бригады. ГТН разрабатывается геологом и инженером по бурению производственной организации и утверждается главным инженером. В ГТН должны быть внесены проектные и фактические данные по всем графам наряда. Заполняет наряд машинист буровой установки и геолог после каждого рейса в процессе бурения скважины. По форме геолого-технические наряды могут иметь небольшие отличия и даже названия, однако их основное содержание остаётся одинаковым. Геолого-технологические исследования (ГТИ) являются составной частью геофизических исследований нефтяных и газовых скважин и предназначены для осуществления контроля за состоянием скважины на всех этапах ее строительства и ввода в эксплуатацию с целью изучения геологического разреза, достижения высоких технико-экономических показателей, а также обеспечения выполнения природоохранных требований.ГТИ проводятся непосредственно в процессе бурения скважины, без простоя в работе буровой бригады и бурового оборудования; решают комплекс геологических и технологических задач, направленных на оперативное выделение в разрезе бурящейся скважины перспективных на нефть и газ пластов-коллекторов, изучение их фильтрационно-емкостных свойств и характера насыщения, оптимизацию отбора керна, экспрессное опробование и изучение методами ГИС выделенных объектов, обеспечение безаварийной проводки скважин и оптимизацию режима бурения. ГТИ в бурящихся нефтяных и газовых скважинах проводятся в соответствии с "Правилами геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах" и с учетом требований "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности", "Типовых инструкций по безопасности геофизических работ", "Правил эксплуатации электроустановок" и других действующих нормативных документов.

11. Ремонтно-изоляционные работы

В процессе эксплуатации скважины рано или поздно в нее на­чинает поступать вода. Вода может поступать через цементный стакан на забое скважины, через отверстия фильтра вместе с нефтью, дефекты в эксплуатационной колонне (трещины, раковины в металле, негерметичные резьбовые соединения). Эти дефекты возникают при некачественном цементировании, коррозии колонны под действием омывающих ее минерализованных пласто­вых вод. Нарушения могут возникнуть в процессе освоения сква­жины или при текущем и капитальном ремонтах.

Помимо этого возможен переток воды из одного пласта в дру­гой, происходящий в результате их вскрытия в процессе бурения скважины и отсутствия изоляции друг от друга цементным кам­нем. Хотя в этом случае пластовая вода и не поступает внутрь эксплуатационной колонны, но контакт ее с наружной поверх­ностью труб может привести к коррозии и нарушению герметич­ности колонны. Помимо всего прочего изоляция подобных пластов необходима для охраны недр. При ремонтно-изоляционных работах приходится выполнять изоляцию верхних вод, нижних вод, посту­пающих через цементный стакан я по заколонному пространству, подошвенных вод, отдельных пластов и вод, поступающих че­рез соседнюю скважину.

Ремонтно-изоляционным ра­ботам предшествует определение места дефекта в эксплуатацион­ной колонне, его характера и глубины расоложения.

Если колонна смята, то обсле­дование печатями может дать не­обходимые исходные данные. Од­нако в большинстве случаев оно не дает результатов, поскольку место притока неоднозначно свя­зано с деформированным участ­ком колонны. Наиболее надеж­ным способом определения дефек­та является изоляция существую­щего фильтра и испытание ко­лонны на герметичность опрес-совкой или снижением уровня жидкости в скважине. При этом расположение дефекта эксплуа­тационной колонны определяют дебитомером, который медленно опускают в скважину. Пока при­бор находится выше дефекта, он регистрирует поток жидкости, направленный вверх по стволу скважины, находясь ниже дефек­та, он не регистрирует движения жидкости. Если колонна имеет несколько дефектов, то у каждо­го из них показания дебитомера будут скачкообразно изменяться. Зарегистрировав глубину распо­ложения дебитомера и его пока­зания, можно определить харак­тер расположения дефектов в ко­лонне.

Место расположения дефекта может быть также определено с помощью резистивиметра, регистрирующего сопротивление воды,, поступающей в скважину, электротермометра, закачкой радиоак­тивных изотопов и рядом других способов.

Независимо от конкретных задач, решаемых при изоляции пла­ста, по своему назначению они могут быть разделены на три груп­пы:

исправление негерметичного цементного кольца или создание его вновь; устранение дефекта в эксплуатационной колонне; изоляция существующего фильтра и возврат скважины на вы­ше- или нижележащий пласт.

При изоляционных работах одной из основных и наиболее от­ветственных операций является цементирование. Поскольку прихо­дится цементировать дефекты уже имеющегося цементного коль­ца или существующий фильтр, применяют специальные сорта це­ментов, которые при их схватывании с имеющимся цементным кам­нем образуют однородную по физико-химическим свойствам не­проницаемую корку на поверхности пористой породы пласта, не­проникающую в него. В процессе цементирования необходимо применить специальную арматуру устья для скважин (используемую при гидроразрыве пласта), колонну заливочных труб, собираемую из насосно-ком-прессорных или бурильных труб, пакеры, цементировочные желон­ки и агрегаты.

Перед цементированием рассчитывают объем необходимых ма­териалов, время проведения процесса и т. д.

Закачка цементного раствора в заколонное пространство пре­дусматривает предварительное создание в эксплуатационной ко­лонне специальных отверстий. Для перфорации используют кумулятивные и гидропескоструй­ные перфораторы, причем последний обеспечивает более рацио­нальную грушевидную форму отверстий, которая хорошо заполняется цементным раствором, в результате чего це­ментный камень оказывается надежно закрепленным и не выпа­дает в ствол скважины. При использовании кумулятивных перфо­раторов образуются конические полости, основание которых нахо­дится у скважины. Цементный камень может легко выпасть из та­ких углублений и открыть путь для притока посторонней воды в скважину.

12. Порядок обучения и аттестации персонала обслуживающих АЗС

Аттестация – это процедура определения соответствия сотрудников своей должности. На Западе такого понятия как «аттестация» не существует, а есть понятие оценки. Оценка персонала – это процесс определения эффективности деятельности сотрудников в ходе реализации задач организации, позволяющий получить информацию для принятия дальнейших управленческих решений. Очевидно, что оценка – это более широкое понятие, чем аттестация.

Актуальность вопроса аттестации сотрудников АЗС обусловлена тем, что на современном этапе развития бизнес-технологий большинство руководителей организаций, обладающих определенными финансовыми, информационными, технологическими ресурсами достигли понимания того, что человеческие ресурсы являются ключевыми. Компании конкурируют на уровне профессионального развития своих сотрудников – их знаний, умений, навыков. Для разумного использования данного вида капитала необходимо правильно определить, каков он. Оценка и аттестация персонала АЗС позволяет выявить и раскрыть потенциал каждого сотрудника и направить этот потенциал на реализацию стратегических целей компании. Целями проведения аттестации являются: • Формирование высококвалифицированного кадрового состава. • Установление соответствия сотрудников занимаемой должности.  • Определение необходимости повышения квалификации, профессиональной подготовки или переподготовки сотрудников. • Обеспечение возможности служебного роста сотрудников. • Эффективное использование каждого сотрудника в соответствии с его специальностью и уровнем квалификации. • Стимулирование роста профессионализма. Всю документацию, используемую при аттестации, можно разделить на следующие группы: • распорядительные документы (Положение об аттестации, приказы о проведении аттестации); • методические (инструкции, рекомендации, памятки); • организационные (списки аттестуемых сотрудников, графики); • инструменты оценки (отзывы, аттестационные листы).

Обучение работников АЗС регламентируется приказом Минэнерго РФ от 17 июня 2003 г. № 225 «Об утверждении Правил работы с персоналом в организациях нефтепродуктообеспечения Российской Федерации», в соответствии с ним сотрудники АЗС должны иметь начальное профессиональное образование. В каждой организации нефтепродуктообеспечения должен быть разработан порядок проведения работы с персоналом, согласован с органами Госэнергонадзора и утвержден руководителем организации. При необходимости он должен быть согласован также с другими органами государственного надзора и контроля, правила и нормы которых распространяются на организации нефтепродуктообеспечения. Для обеспечения требуемого профессионального образовательного уровня подготовки персонала организации нефтепродуктообеспечения могут организовывать функционирование специализированных образовательных учреждений (учебно-курсовой комбинат, центр (пункт) тренажерной подготовки и т.п.).

13. Назначение нефтебаз и основные операции с нефтепродуктами

Нефтебазами называются предприятия, состоящие из комплекса сооружений и установок, предназначенных для приема, хранения и отпуска нефтепродуктов потребителям. Основное назначение нефтебаз — обеспечить бесперебойное снабжение промышленности, транспорта, сельского хозяйства и других потребителей нефтепродуктами в необходимом количестве и ассортименте; сохранение качества нефтепродуктов и сокращение до минимума их потерь при приеме, хранении и отпуске потребителям. Перевалочные нефтебазы предназначены для перегрузки (перевалки) нефтепродуктов с одного вида транспорта на другой. Размещают их на берегах судоходных рек и озер, вблизи морских портов, крупных железнодорожных магистралей, промежуточных перекачивающих станций нефтепродуктопроводов. Роль конечного пункта магистрального нефтепродуктопровода (МНПП) также обычно играет перевалочная нефтебаза. Распределительные нефтебазы предназначены для непродолжительного хранения нефтепродуктов и снабжения ими потребителей обслуживаемого района. Их разделяют на оперативные, обслуживающие лишь местных потребителей, и сезонного хранения, предназначенные как для удовлетворения местных потребностей, так и для компенсации неравномерности подачи нефтепродуктов на оперативные нефтебазы, входящие в зону влияния нефтебазы сезонного хранения. Перевалочно-распределительные нефтебазы совмещают функции перевалочных и распределительных нефтебаз. Базы хранения осуществляют прием, хранение и периодическое освежение нефтепродуктов. По транспортным связям нефтебазы делятся на железнодорожные, водные (речные, морские), водно-железнодорожные, трубопроводные, а также глубинные, которые представляют собой распределительные нефтебазы, расположенные на значительном расстоянии от железных дорог и водных путей и получающие нефтепродукты, в основном автомобильным транспортом, а в некоторых случаях — водным. Все производственные операции, проводимые на нефтебазах, разделяют на основные и вспомогательные. К основным операциям относятся: — прием нефтепродуктов, доставляемых на нефтебазу железнодорожным, водным, автомобильным транспортом и по трубопроводам или отводам от них; — хранение нефтепродуктов в резервуарах и тарных хранилищах; — отпуск нефтепродуктов в железнодорожные и автомобильные цистерны, нефтеналивные суда или по трубопроводам; — замер и учет нефтепродуктов.

К вспомогательным операциям относятся: — очистка и обезвоживание масел и других вязких нефтепродуктов; — смешение масел и топлив;

— регенерация отработанных масел; — изготовление и ремонт тары; — ремонт технологического оборудования, зданий и сооружений; — эксплуатация котельных, транспорта и энергетических устройств.

14. Осадочные породы

Подавляющему большинству осадочных пород присуща слоистость: многие осадочные породы представляют собой осадки, отлагавшиеся слоями в течение длительного времени. Отдельные слои отличаются друг от друга составом минеральных зерен, их величиной, окраской, плотностью сложения. В зависимости от условий накопления пластов, различают слоистость горизонтальную, характерную для морских отложений; косую, характерную для речных отложений; диагональную и перекрестную, характерную для эоловых образований. Однако существуют и такие осадочные породы, в которых слоистость не наблюдается (например, в химических и органогенных отложениях). Количество пород осадочного происхождения достаточно велико. По условиям образования их разделяют на три группы: 1) обломочные (кластические), образовавшиеся благодаря механическому разрушению ранее существовавших пород; 2) химические, образовавшиеся в результате выпадения осадков из растворов; 3) органогенные, возникшие как следствие жизнедеятельности организмов. Многие породы двух последних групп имеют общее происхождение и иногда их называют биохимическими. Структуру осадочных пород различают по размерам, форме и составу слагающих их частиц. - Обмолочные состоят из обломков различных пород и минералов. По величине обломков выделяют: 1) крупнообломочные породы (псефиты); 2) среднеобломочные (псаммиты); 3) мелкообломочные (алевриты); 4) глинистые породы (пелиты). - Химические и органогенные породы обычно производится по их химическому составу. Среди них выделяют карбонатные, кремнистые, железистые, галоидные, – сульфатные и другие породы. Особо выделяются горючие породы или каустобиолиты. Карбонатные породы являются наиболее распространенными из рассматриваемой группы. Представлены они чаще всего известняками и мергелями (диатомит, доломит).

15. Правила ТБ при обслуживании оборудования, механизмов

 При технике безопасности и обслуживания оборудования организации разрабатывают и утверждают техническим руководителем технологические регламенты, определяющие безопасное выполнение технологических операций. Технологические регламенты пересматриваются при введении новых правил и норм, новых технологических процессов, установок, машин, аппаратуры. Организацией разрабатывается перечень работ повышенной опасности, выполняемых по наряду-допуску. Перечень работ утверждает технический руководитель организации. Организация разрабатывает план ликвидации аварий, в котором с учетом специфических условий предусматривает оперативные действия персонала по предотвращению и ликвидации аварий, порядок взаимодействия с аварийно - спасательными службами. Рабочие бригад ПРС, организацией труда которых предусматривается совмещение профессий, имеют соответствующую квалификацию и допуск к самостоятельной работе по основной и совмещаемой профессиям. Подготовительные работы: передача скважин для подземного ремонта и приемка их после подземного ремонта оформляется актами. На каждый подземный ремонт скважины разрабатывается порядок организации работ (далее - ПОР), утверждаемый техническим руководителем организации. При необходимости согласовываются с аварийно- спасательной противофонтанной службой в случае опасности газо-, нефте-, водопроявлений или открытых фонтанов при наличии в пластовом флюиде сероводорода. 1) сведения о конструкции скважины и о цементировании обсадных колонн; 2) характеристику подземного и наземного оборудования; 3) краткую характеристику эксплуатации скважины, текущее пластовое давление и температуру, дату последнего замера пластового давления и его величину; 4) ожидаемые технологические показатели работы скважины после проведения ремонта; 5) условия безопасного производства работ; мероприятия по промышленной, пожарной и эксплуатационной безопасности; по охране труда и окружающей среды; по предупреждению нефтегазопроявлений и открытых фонтанов; 6) схему расстановки подъемной установки, устьевого и противовыбросового оборудования, приспособлений и обустройство рабочей площадки на скважине; 7) объем и плотность жидкости, необходимой для глушения и цементирования; 8) средства для обработки и дегазации промывочной жидкости. В зависимости от особенностей скважин (на суше, на море, токсичные компоненты в нефти, газе и тому подобные), при подземном ремонте нефтяных и газовых скважин в ПОР предусматриваются средства пожаротушения, связи, контроль опасных и вредных производственных факторов, санитарно-гигиенических условий, обеспечение электробезопасности, оборудование устья скважин, опасные зоны с обозначением токсичных компонентов (сероводород, двуокись углерода и другие), условия взрыво-, пожаробезопасности, санитарно-защитные зоны. С непосредственными исполнителями работ проводят инструктаж по технике и противофонтанной безопасности с записью в журнале регистрации инструктажей. Перед началом ремонта проводится предварительный осмотр и проверка исправности комплекта оборудования, инструмента и приспособлений, погрузка, транспортировка, разгрузка и его размещение на устье скважины, установка вышки (мачты), мостков, стеллажей, рабочей площадки, транспортировка и укладка на мостках, стеллажах труб, штанг, насосов, осмотр каната и кронблока, оснастки талевого механизма и смазка его элементов, проверка состояния вышек, мачт, крепления оттяжек, ремонт лестниц, полов, мостков, стеллажей и так далее. Ремонт скважин производится в соответствии с технологическим регламентом.

Производственные операции по ремонту скважины выполняются при условии соблюдения Требований промышленной безопасности. Перед началом ремонтных работ производится инструктаж персонала по технике безопасности с регистрацией в журнале. При опасности возникновения загазованности воздуха рабочей зоны и при наличии взрыво-, пожароопасности технологической среды, работы по ремонту скважины выполняются по наряду-допуску с указанием мероприятий по безопасности. Расстановка агрегатов, оборудования, приспособлений, устройство и оснащение площадок в зоне работ осуществляется в соответствии с планом организации работ, схемой и технологическим регламентом, утвержденными в установленном порядке, с учетом расположения подземных и наземных коммуникаций.Грузоподъемность подъемного агрегата, вышки, мачты, допустимая ветровая нагрузка соответствуют максимальным нагрузкам, ожидаемым в процессе ремонта, с учетом коэффициента безопасности и запаса прочности, указанного в документации изготовителя. Установка для ремонта скважин устанавливается на приустьевой площадке и центрируется относительно устья скважины в соответствии с указаниями по эксплуатации изготовителя. Ввод установки в эксплуатацию оформляется актом комиссии организации. При проведении ремонтно-изоляционных работ не допускается перфорация обсадных колонн в интервале возможного гидравлического разрыва пластов давлением газа, нефти (после вызова притока), в интервале проницаемых непродуктивных пластов. Пульт управления спускоподъемными операциями подъемного агрегата для ремонта скважин располагается в безопасном месте, с которого хорошо видны: мачта, вышка, устье скважины, лебедка и другие механизмы, установленные на агрегате и рабочей площадке. Спускоподъемные операции не допускается без индикации (индикатора) веса поднимать из скважины или спускать в скважину насосно-компрессорные трубы (далее - НКТ), вести ремонтные работы, связанные с расхаживанием и натяжкой труб, независимо от глубины скважины. Исправность индикатора веса проверяется перед началом ПРС. Не допускается проведение спуско-подъемных операций при: 1) неисправном оборудовании и инструменте, контрольно – измерительных приборов (пишущий прибор, манометры и так далее); 2) не полном составе вахты; 3) скорости ветра более 15 м/с и потере видимости при тумане и снегопаде; 4) нефтегазоводопроявлении; 5) отсутствии ПОР. Во время спускоподъемных операций при обнаружении газо-, нефте-, водопроявлений бригада ПРС повторно глушит скважину и далее действует в соответствии с ПОР. При невозможности повторного глушения устье скважины герметизируют и далее действуют по плану ликвидации аварий. Для предотвращения и ликвидации возможных нефте-, газо-, водопроявлений агрегат для промывки скважины или емкость долива во время спускоподъемных операции постоянно подключены к затрубному пространству, а на устье скважины установлено противовыбросовое оборудование. Перед спуском НКТ в скважину каждую трубу шаблонируют. Перед свинчиванием труб резьбу очищают металлической щеткой и покрывают защитным слоем, предусмотренным ПОР (графитовые смазки, сурик, специальный герметик и тому подобные). НКТ свинчивают на всю резьбовую часть трубы и крепят плотно до упора. Перед началом ПРС на скважине со станком-качалкой освобождают проход для талевого блока с крюком от кронблока до устья скважины. Для этого головку балансира станка-качалки откидывают назад или отводят в сторону (в зависимости от конструкции).

16. подъемные агрегаты и их назначение ,талевая система и ее состав

Оборудование для подземного ремонта предусматривает наличие на скважине постоянной эксплуатационной вышки, что не совсем удобно. Поэтому в настоящее время большее распространение получили подъемные агрегаты, на которых смонтированы мачта и все необходимое оборудование для проведения спускоподъемных работ.

Подобные работы могут осуществляться как с укладкой труб на мостки, так и с их установкой в вертикальное положение. Последнее обычно предусматривает применение верхового рабочего и более предпочтительнее, так как при этом не происходит износ ниппельных концов труб, что позволяет применять трубы типа НКМ и других, аналогичных этому, у которых уплотнение соединений выполнено за счет специальных проточек на концах или за счет применения различных уплотнительных колец, например, из тефлона.

Агрегат - в отличие от подъемника оснащен вышкой и механизмом для ее подъема и опускания.

Широко применяются тракторные подъемники «АзИНмаш-43П», АПТ-8, агрегаты «АзИНмаш-43А, «Бакинец-ЗМ», А50У, УПТ, «АзИНмаш-37» 

Агрегат подъемный для ремонта скважин АПР-80 предназначен для ремонта и освоения нефтяных и газовых скважин, и способен проводить следующие работы: спуско-подъемные операции с насосно-компрессорными и бурильными трубами и насосными штангами; ловильные и другие виды работ, ликвидация скважин; разбуривание песчаных пробок, цементных стаканов; фрезерование металлических предметов; освоение скважин после бурения и разведывательное бурение скважин при использовании дополнительного оборудования (ротора РМ 250-560 или силового вертлюга).

Талевая система буровых установок служит дляпреобразования вращательного движения барабана лебедки в поступательное перемещение крюка, на котором подвешена колонна, а также для уменьшения силы натяжения струн и конца каната, навиваемого на барабан лебедки, за счет увеличения скорости его движения.

Талевая система состоит из неподвижного кронблока, подвижного талевого блока, гибкой связи (талевого каната, соединяющего неподвижный и подвижный блоки), бурового крюка, штропов и элеватора, на которые подвешивают колонну бурильных или обсадных труб, устройства для крепления неподвижного конца талевого каната, допускающего перепуск каната.

Кронблок и талевый блок служат для размещения свободно вращающихся шкивов по которым проходит канат талевой системы. Кронблок и талевый блок представляют собой конструкцию, в которой группа свободно вращающихся шкивов смонтирована на подшипниках. Оси закрепляют на раме. Конструкции шкивов и их подшипниковых опор выполняются одинаковыми в обоих блоках.

Буровой крюк предназначен для подвешивания бурильных и обсадных колонн. В процессе бурения крюк удерживает подвешанный на штропе вертикально перемещающийся вертлюг с вращающийся бурильной колонной; воспринимает крутящий момент, возникающий на опоре вертлюга при вращении бурильной колонны ротором. Состоит из трех рогов: двух боковых и одного центрального.

17. фонтанная эксплуатация скважин

Подъем жидкости и газа от забоя скважины на поверхность составляет основное содержание процесса эксплуатации скважин. Этот процесс может происходить как за счет природной энергии Wп , поступающих к забою скважины жидкости и газа, так и за счет вводимой в скважину энергии с поверхности .

Газожидкостная смесь, выходя из ствола скважин через специальное устьевое оборудование, направляется в сепараторы (отделители жидкости от газа) и замерные приспособления, затем поступает в промысловые трубопроводы. Для обеспечения движения смеси в промысловых трубопроводах на устье скважин поддерживается то или иное давление

Передача энергии осуществляется сжатым газом или воздухом, либо насосами, способ эксплуатации называется газлифтный или насосный.

В большинстве случаев вместе с нефтью в пласте находится газ, и он играет главную роль в фонтанировании скважин. Это справедливо даже для месторождений с явно выраженным водонапорным режимом. Для водонапорного режима характерно содержание в нефти газа, находящегося в растворенном состоянии и не выделяющегося из нефти в пределах пласта.

Пластовый газ делает двойную работу: в пласте выталкивает нефть, а в трубах поднимает

Фонтанирование скважин обычно происходит на вновь открытых месторождениях нефти, когда запас пластовой энергии велик, т. е. давление на забоях скважин достаточно большое, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба жидкости в скважине, противодавление на устье и давление, расходуемое на преодоление трения, связанное с движением этой жидкости.

Фонтанная эксплуатация скважин возможна потому, что газ нефтяного пласта и газы, растворенные в самой нефти, находятся в пласте под давлением от нескольких десятков до сотен атмосфер и способны выталкивать нефть через скважину на поверхность земли

18. понятие и классификация основных фондов

Основные фонды – это производственные активы, которые длительное время неоднократно неизменны в натурально-вещественной форме, используются для производства товаров, оказания услуг и постоянно утрачивают свою стоимость.

К основным фондам относятся: объекты которые служат более 1го года и стоимостью больше установленных законодательством величин. В состав основных фондов входят нематериальные активы: товарные знаки, лицензии, патенты и т.д.

Классификация основных фондов: 1. здания; 2. сооружения; 3. передаточные устройства; 4. машины и оборудование; 5. транспортные средства; 6. инструменты; 7. производственно-хозяйственный инвентарь; 8. рабочий и продуктивный скот; 9. многолетние насаждения. 10. прочие основные фонды

В нематериальные основные фонды входят:

1. расходы на разведку полезных ископаемых; 2. компьютерное и программное обеспечение; 3. оригинальные произведения развлекательного жанра; 4. наукоемкие промышленные технологии использование которых ограниченно установленными правами владельца.

Выделяют следующие источники данных об основных фондах:

1. регулярная статистическая отчетность о наличии и движение основных фондов;

2. единовременная статистическая отчетность по данным переоценки основных фондов;

3. данные регистра – предприятия;

4. данные выборочного исследования.

20. Способы транспортировки нефтепродуктов на нефтебазы и азс?

Для транспортировки светлых нефтепродуктов обычно применяются металлические канистры и бочки. Они должны быть заполнены не более чем на 95% общей емкости. Темные и вязкие нефтепродукты (битумы, масла и смазки) могут перевозиться в стеклянной и полимерной таре, без ограничений по заполнению. Однако некоторые из них — к примеру, битум, при сливе требуют подогрева. Другие — защитной электроизоляции или системы нижнего слива. Поэтому доставка нефтепродуктов каждого типа происходит в специализированных емкостях, оптимальных по практичности и безопасности.

Существует несколько способов транспортировки нефтепродуктов. Каждый из них обладает своими достоинствами и недостатками.

Воздушный транспорт

• Плюсы: Высокая скорость перевозки и возможность доставить товар даже в самую недоступную местность, куда другим транспортом добраться невозможно.

• Минусы: Большая стоимость транспортировки и требование особых мер безопасности.

• Сфера применения: Воздушный транспорт используется для перевозки нефтепродуктов очень редко. Главным образом, на это влияет высокая цена. Но в случаях экстренной необходимости (к примеру, в военном положении или для горной местности) он просто незаменим.

Железнодорожный транспорт

• Плюсы: Ж/д транспорт позволяет транспортировать огромные объемы нефтепродуктов. На одной Азербайджанской железной дороге ежегодно происходит перевозка 14 миллионов тонн. А, благодаря высокой пропускной способности границы России с Китаем, большое количество нефти мы поставляем на экспорт, именно с помощью железнодорожных перевозок. Их объем в нашей стране на сегодняшний день достигает 6%, а в мире ежегодно вырастает еще на 4%.

• Минусы: Хотя железными дорогами очень удобно поставлять нефтепродукты на огромные расстояния, но иногда бывает нужно просто доставить бензин, дизельное топливо или газ к месту реализации. В таком случае более рентабельными являются другие способы транспортировки — к примеру, автоцистернами.

• Сфера применения: Логистическая схема ж/д перевозок такова, что они привязаны к месту основных нефтяных месторождений. Восточно-Сибирское, Нефте-Камское, Уральское и другие направления полностью загружены составами с ГСМ.

Водный транспорт

• Плюсы: Удобство и большие объемы перевозки. К примеру, океанский танкер может перевезти 500 тысяч тонн нефтепродуктов, а для его обслуживания требуется экипаж всего из 25 человек. К тому же, речной транспорт дешевле, чем железнодорожный и автомобильный, при перевозке на одни и те же расстояния.

• Минусы: Нерегулярность и низкая скорость транспортировки. К тому же, иногда требуется доставка нефтепродуктов «от двери до двери», а водный транспорт не позволяет это осуществить.

• Сфера применения: Морской транспорт безопасно транспортирует груз на любые расстояния, благодаря сложным навигационным системам. Иногда это единственный способ для международных перевозок нефти.

Автомобильный транспорт

• Плюсы: Высокая скорость, маневренность и возможность доставить груз прямо к точке назначения.

• Минусы: Небольшая грузоподъемность, локальный характер транспортировок и относительно высокая себестоимость.

• Сфера применения: Доставка топлива автоцистернами рентабельна на небольшие расстояния. Оптимально — 300-400 километров, то есть именно столько, чтобы доставить бензин или дизельное топливо с нефтебазы до АЗС.

Кроме вышеперечисленных способов, не стоит забывать и о транспортировке нефтепродуктов через разветвленную трубопроводную сеть. Основными ее элементами являются специальные трубы, соответствующие определенным характеристикам. Сегодня трубопроводы используются для доставки нефти и газа по всему миру.

Нефтепровод имеет свои преимущества перед другими способами транспортировки: экологичность, низкую себестоимость и возможность переправлять большие объемы сырья прямо в пункт назначения. К тому же, современные разработки позволяют одновременно транспортировать несколько разных типов нефтепродуктов, что очень выгодно.

19. спуско подъемные операции с использованием механических ключей ,применяемый инструмент

Механический универсальный ключ КМУ-50 предназначен для механизации операций по свинчиванию и развинчиванию и удержанию подвески НКТ, эксплуатируемых всеми видами оборудования, включая ЭЦН. Состоит из блока вращателя с электроприводом, спайдера с блоком клиньев и блока управления электроприводом. При СПО колонна НКТ заклинивается в спайдере. Ключ надвигается на колонну вращением вокруг оси. Включением привода осуществляется вращение водила в нужную сторону, при этом трубы свинчиваются и развинчиваются

 Ключи механические универсальные - устройство, назначение.  КМУ применяются при текущем ремонте скважин для механизации операций по свинчиванию и развинчиванию насосно-компрессорных труб, центрированием и удержанием на весу колонны НКТ. Наибольшее применение ключ получил при ремонте скважин оборудованных УЭЦН. К основным узлам относятся вращатель, электропривод, кронштейн и разрезной спайдер. На базе КМУ разработан ключ с гидравлическим приводом - КМУ-ГП.