11-20билеты 6

13

1. Назначение

Насосные штанги предназначены для передачи движения от привода к плунжеру. Для изготовления штанг используется горячекалиброванный прокат повышенной точности из стали с содержанием легирующих элементов суммарно не менее 2%. По механическим свойствам и коррозионностойкости штанги соответствуют классу «D». Поставка штанг производится с навинченной на один конец штанги соединительной муфтой в транспортных пакетах до 40 штанг, если иное не оговорено в заказе. Резьба штанг защищена технологическими заглушками.

Пример записи при заказе штанги насосной Ø19 (3/4"), длиной 8 м, класса D, с муфтой соединительной класса Т —ШН 19-8000-D-T.

2.в 16 билете

3. При бурении нефтяных и газовых скважин в глубоководных районах морей и океанов использовать стационарные платформы технически сложно и экономически невыгодно. Для этого случая созданы плавучие буровые установки, способные самостоятельно или с помощью буксиров менять районы бурения.

Различают самоподъемные буровые платформы, полупогружные буровые платформы и буровые платформы гравитационного типа.

Самоподъемная буровая платформа (рис. 29) представляет собой плавучий понтон 1 с вырезом, над которым расположена буровая вышка. Понтон имеет трех-, четырехили многоугольную форму. На ней размещаются буровое и вспомогательное оборудование, многоэтажная рубка с каютами для экипажа и рабочих, электростанция и склады. По углам платформы установлены многометровые колонны-опоры 2.

Рис. 29. Самоподъемная буровая платформа в транспортном положении: 1 - плавучий понтон; 2 - подъемная опора; 3 - буровая вышка;

4 - поворотный (грузовой) кран; 5 - жилой отсек; 6 - вертолетная площадка; 7 - подвышенный портал; 8 - главная палуба

В точке бурения с помощью гидравлических домкратов колонны опускаются, достигают дна, опираются на грунт и заглубляются в него, а платформа поднимается над поверхностью воды. После окончания бурения в одном месте платформу переводят в другое.

Надежность установки самоподъемных буровых платформ зависит от прочности грунта, образующего дно в месте бурения.

Полупогружные буровые платформы (рис. 30) применяют при глубинах 300...600 м, где неприменимы самоподъемные платформы. Они не опираются на морское дно, а плавают над местом бурения на огромных понтонах. От перемещений такие платформы удерживаются якорями массой 15 т и более. Стальные канаты связывают их с

автоматическими лебедками, ограничивающими горизонтальные смещения относительно точки бурения.

Рис. 30 Полупогружная буровая платформа:

1 - погружной понтон; 2 - стабилизационная колонна; 3 - верхний корпус; 4 - буровая установка; 5 - грузовой кран; 6 - вертолетная площадка.

Первые полупогружные платформы были несамоходными, и их доставляли в район работ с помощью буксиров. Впоследствии платформы были оборудованы гребными винтами с приводом от электромоторов суммарной мощностью 4,5 тысяч кВт.

Недостатком полупогружных платформ является возможность их перемещения относительно точки бурения под воздействием волн.

Более устойчивыми являются буровые платформы гравитационного типа. Они снабжены мощным бетонным основанием, опирающемся на морское дно. В этом основании размещаются не только направляющие колонны для бурения, но также ячейкирезервуары для хранения добытой нефти и дизельного топлива, используемого в качестве энергоносителя, многочисленные трубопроводы. Элементы основания доставляются к месту монтажа в виде крупных блоков.

Морское дно в месте установки гравитационных платформ должно быть тщательно подготовлено. Даже небольшой уклон дна грозит превратить буровую в Пизанскую башню, а наличие выступов на дне может вызвать раскол основания. Поэтому перед постановкой буровой «на точку» все выступающие камни убирают, а трещины и впадины на дне заделывают бетоном.

Все типы буровых платформ должны выдерживать напор волн высотой до 30 м, хотя такие волны и встречаются раз в 100 лет.

4.

5. Под надежностью понимается свойство оборудования выполнять заданные функции, сохраняя во времени значения установленных эксплуатационных показателей в заданных пределах, соответствующих заданным режимам и условиям использования.

Надежность является одним из свойств оборудования, которое проявляет себя только в процессе эксплуатации. Надежность оборудования закладывается при его проектировании, обеспечивается при изготовлении и расходуется при эксплуатации

Надёжность — свойство объекта сохранять во времени в установленных пределах значения всех параметров, характеризующих способность выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях применения, технического обслуживания, хранения и транспортирования.

Безотказность — свойство объекта непрерывно сохранять работоспособное состояние в течение некоторого времени или наработки.[1]

Ремонтопригодность — свойство объекта, заключающееся в приспособленности к

поддержанию и восстановлению работоспособного состояния путем технического обслуживания и ремонта.[1]

Долговечность — свойство объекта непрерывно сохранять работоспособность от начала эксплуатации до наступления предельного состояния, то есть такого состояния, когда объект изымается из эксплуатации.

Сохраняемость — свойство объекта сохранять работоспособность в течение всего периода хранения и транспортировки.

Живучесть — свойство объекта сохранять работоспособность в экстремальных ситуациях.

Достоверность

Отказ — событие, заключающиеся в полной или частичной утрате работоспособности.

Сбой — самоустраняющийся отказ или однократный отказ, устраняемый незначительным вмешательством оператора.[2]

Наработка — время или объём работы.[3]

Ресурс — наработка от начала эксплуатации до наступления предельного состояния.

Срок службы — календарная продолжительность от начала эксплуатации до наступления предельного состояния.

15 1.Центробежный компрессор в основном состоит из корпуса и ротора, имеющего вал 1 с

симметрично расположенными рабочими колёсами. Центробежный 6-ступенчатый К. разделён на три секции и оборудован двумя промежуточными холодильниками, из которых газ поступает в каналы 12 и 13. Во время работы центробежного компрессора частицам газа, находящимся между лопатками рабочего колеса, сообщается вращательное движение, благодаря чему на них действуют центробежные силы. Под действием этих сил газ перемещается от оси компрессора к периферии рабочего колеса, претерпевает сжатие

иприобретает скорость. Сжатие продолжается в кольцевом диффузоре из-за снижения скорости газа, то есть преобразования кинетической энергии в потенциальную. После этого газ по обратному направляющему каналу поступает в другую ступень компрессора

ит.д.

Исполнительным органом винтовых компрессоров служат роторы с нарезанными винтовыми зубьями, совершающие вращательное движение. Винтовые компрессоры могут быть одно-, двух- и трехроторными. В зависимости от способа уплотнения полости сжатия различают сухие и маслозаполненные компрессоры.

Винтовой двухроторный компрессор состоит из корпуса, двух роторов, опорных и упорных подшипников, золотника регулятора производительности. Роторы представляют собой цилиндрические шестерни (винты) с зубьями специального профиля. При вращении винтов вершины зубьев описывают цилиндрические поверхности. Зазоры между роторами, а также роторами и корпусом очень малы. Ведущий винт, как правило, имеет четыре выступа, ведомый — шесть при равных наружных диаметрах роторов. Зубья по длине ротора не образуют полного винта.

Рабочий цикл винтового компрессора состоит из четырех фаз: всасывания, переноса, сжатия и нагнетания.

Винтовые компрессоры имеют ряд преимуществ перед поршневыми и центробежными. В отличие от поршневых, у них нет всасывающих клапанов, возвратнопоступательно движущихся частей, трущихся поверхностей в цилиндре. Они имеют более высокий коэффициент подачи вследствие низких дроссельных потерь на стороне всасывания и хорошего уплотнения зазоров. Винтовые компрессоры имеют больший срок

службы до капитального ремонта, плавное и экономичное регулирование производительности.

По сравнению с поршневыми центробежные компрессоры обладают рядом преимуществ: меньшие масса и габариты при одинаковой производительности; более высокие надежность и безопасность; уравновешенность инерционных сил, позволяющая использовать легкие фундаменты; отсутствие смазочного масла в холодильном агенте; возможность использования циклов с многоступенчатым сжатием паров и дросселированием жидкости; возможность непосредственного соединения с быстроходным двигателем (паровой или газовой турбиной, высокочастотным электродвигателем); сравнительная простота конструкции и регулирование холодильной мощности в широких пределах.

2. Описание принципиальной технологической схемы дожимной насосной станции

(ДНС)

Дожимные насосные станции (ДНС) применяются в тех случаях, если на месторождениях (группе месторождений) пластовой энергии недостаточно для транспортировки нефтегазовой смеси до установок предварительного сброса воды (УПСВ) или цеха подготовки и перекачки нефти (ЦППН). Обычно ДНС применяются на отделенных месторождениях.

Дожимные насосные станции предназначены для сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости, дальнейшего отдельного транспортирования нефти центробежными насосами, а газа – под давлением сепарации. В зависимости от пропускной способности по жидкости существует несколько типов ДНС.

Дожимная насосная станция состоит из следующих блоков:

буферной емкости; сбора и откачки утечек нефти; насосного блока; свечи аварийного сброса газа.

3.Под режимом бурения понимается сочетание регулируемых параметров, влияющих

на качество бурения, к числу которых относятся: осевая нагрузка (давление) на долото рд; частота вращения долота и; количество прокачиваемого бурового раствора Qp; показатели бурового раствора (плотность, вязкость, показатель фильтрации, статическое напряжение сдвига). Сочетание этих параметров, позволяющее получать наиболее высокие качественные и количественные показатели бурения, называется рациональным (или оптимальным) режимом бурения.

4.Все рабочие должны пройти производственный инструктаж по технике безопасности. Содержание инструктажа должно охватывать все виды работ, выполняемых конкретным работником в пределах профессии, на которую он принят на работу.

Находясь на рабочих местах, рабочие должны пользоваться установленной для них спецодеждой, обувью и индивидуальными защитными приспособлениями. Рабочие места и участки работы должны оборудоваться указателями, предупреждающими рабочих об опасностях, а подвижные части механизмов должны ограждаться специальными заградительными щитами. Инструмент, которым пользуются рабочие при проведении работ, должен находиться в исправном состоянии.

Большинство методов повышения нефтеотдачи проводят при высоких давлениях, а поэтому перед применением методов необходима предварительная опрессовка всего оборудования и трубопроводов при надлежащем достаточном оснащении всей системы обвязки трубопроводов исправными приборами (манометрами).

При осуществлении поддержания пластового давления закачкой воды на всех объектах системы ППД - кустовые насосные станции, трубопроводы, скважины - должно быть организовано наблюдение за состоянием их исправности. Не допускается наличие утечек воды и газа. При обнаружении утечек газа все работы в зоне возможной загазованности должны быть прекращены. Не допускается проведение работ в системе ППД при загрязнении рабочего места или прилегающей территории нефтью, при отсутствии должного освещения. Не допускается проводить ремонтные работы в системе ППД по замене задвижек, контрольно-измерительных приборов и т.п. при наличии давления. При проведении ремонтных работ в насосных или компрессорных станциях пусковые устройства двигателей должны снабжаться плакатами «Не включать - работают люди». Если возникает необходимость проведения работ на скважинах с нефтегазопроявлением,

то должны быть соблюдены правила противопожарной безопасности. Работать следует, находясь с наветренной стороны, и использовать инструмент, не создающий искр при соударении с оборудованием.

5. В соответствии с регламентом технического обслуживания на газотурбинные ГПА определены два вида планового ремонта: средний и капитальный. Средний ремонт - комплекс профилактических ремонтных работ на отдельных узлах ГПА, выполняемых с целью восстановления эксплуатационных характеристик агрегата. и обеспечения, его надежной эксплуатации до ближайшего капитального ремонта. При среднем ремонте в обязательном порядке проводится дефектация отработавших эксплуатационный ресурс узлов и деталей.

Капитальный ремонт заключается в полной разборке и дефектации основного и вспомогательного оборудования агрегата, замене отработавших заводской ресурс составных частей, в том числе и базовых, регулировке и испытании систем, выполнении работ по восстановлению эксплуатационных характеристик агрегата.

Ремонтный персонал совместно проводят обследование технического состояния агрегата и на основании его результатов, а также обнаруженных во время межремонтного периода неисправностей составляется предварительная дефектная ведомость. В программу обследования входят: осмотр агрегата и систем подготовки масла, циклового воздуха; измерение рабочих параметров ГПА; определение располагаемой мощности, удельного расхода масла; виброобследование агрегата; измерение температуры корпусов. Предремонтное обследование на работающем агрегате позволяет выявить такие неисправности, обнаружить которые трудно или вообще невозможно после остановки и вскрытия агрегата. Кроме того, результаты обследования необходимы в дальнейшем для оценки качества ремонта.

6

1. Устье скважины при бурении, опробовании, а также при испытании герметизируют с помощью специального противовыбросового оборудования. В комплект противовыбросового оборудования входят плашечные,

универсальный, вращающийся превенторы, аппаратура для дистанционного и ручного управления ими, а также система трубопроводов обвязки с задвижками (или кранами) высокого давления, имеющими дистанционное управление.

Плашечный превентор (рис. 8.6) состоит из корпуса 2, двух подвижных плашек 10 и двух гидравлических цилиндров 1 и 6. Каждая плашка 10 соединена со штоком 11 цилиндра 1 или 6 двойного действия. Цилиндры закреплены на боковых

крышках 12, которые подвешены на корпусе 2 при помощи шарниров 13.Управление работой цилиндров гидравлическое со специального пульта. Рабочая жидкость к цилиндрам подводится по трубкам 14 от специального гидравлического привода, установленного вдали от превентора.

Превентор управляется дистанционно со специального пульта с помощью гидравлического привода. При выходе из строя дистанционного управления превентор можно закрыть вручную вращением штурвалов, вынесенных за пределы буровой в специальное укрытие. Для ручного закрытия плашек и блокировки их в закрытом положении внутри штока каждого цилиндра имеются цилиндрическая втулка 7 с резьбой и валик 8с такой же резьбой. Валик выведен наружу и заканчивается вилкой 9 для карданного соединения с тягой, которая соединяет его со штурвалом ручного управления.

Для обогрева превентора в зимний период в корпусе имеются каналы 3 для подачи тепла. Боковые крышки крепятся к корпусу при помощи винтов 5.

Герметичность соединения обеспечивается уплотнительными кольцами 4, которые перед установкой смазывают специальной уплотнительной смазкой.

2. Процесс предварительного обезвоживания нефти должен предусматриваться при обводненности поступающей продукции скважин не менее 15 - 20 % и осуществляться, как правило, без дополнительного нагрева продукции скважин с применением деэмульгаторов, высокоэффективных при умеренных и низких температурах процесса предварительного обезвоживания нефти.

скважин, не оборудованных вышками и мачтами для производства тартальных работ, для чистки песчаных пробок желонкой и для возбуждения скважин поршневанием с выбуриванием. Кроме того, с его помощью, промывочным агрегатом и ротором с индивидуальным приводом, можно проводить промывку скважин и разбуривание песчаных пробок.

Установка предназначается для работы в умеренном и холодном (район I2) макроклиматических районах по ГОСТ 16350-80.

Установка является самоходной нефтепромысловой машиной, смонтированной на шасси трёхосного автомобиля высокой проходимости КрАЗ-260, и состоит из:

однобарабанной лебёдки

двухсекционной телескопической вышки с талевой системой.

Установка комплектуется набором инструментов (ключами) и механизмами для свинчивания и развенчивания насосно-компрессорных труб и насосных штанг. Вышка в транспортном положении располагается горизонтально над установкой на передней и задней опорах, а в рабочем положении-с наклоном 4º36´ от вертикали в сторону устья скважины.

Подъём вышки из транспортного положения в рабочее осуществляется двумя гидравлическими домкратами, а выдвижение верхней секции - специальной лебёдкой с гидравлическим приводом.

Нижняя часть вышки, являясь задней опорой, выполнена отдельной конструкцией и жёстко связана с рамой установки, что дает возможность производить установку её у скважины без перемещения с частично поднятой вышкой.

Номинальная грузоподъемность 32т, наибольшая высота подъема крюка 14м.

2 хз потом найдем(межфазный слой)

3. Опробование пластов осуществляется посредством отбора пластовогофлюида каротажным опробователем, опускаемым в скважину на кабеле-канате,

или опробователем, сбрасываемым в бурильные трубы. Первый опускают в скважину на глубину залегания пласта и по сигналу с поверхности пакерующий элемент специальным выдвижным механизмом прижимается к стенке скважины.

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

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

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

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

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

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

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

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

водоотдача бурового раствора в забойных условиях должна быть минимальной;

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

4.Технологические процессы добычи, сбора, подготовки нефти и газа, их техническое оснащение, выбор систем управления и регулирования, места размещения средств контроля, управления и противоаварийной защиты должны учитываться в проектах обустройства и обеспечивать безопасность обслуживающего персонала и населения. Закрытые помещения объектов сбора, подготовки и транспортировки нефти, газа и конденсата должны иметь систему контроля состояния воздушной среды, сблокированную с системой звуковой и световой аварийной сигнализации. Действия персонала при возникновении аварийных сигналов должны быть представлены в планах ликвидации аварий (ПЛА).

Все помещения должны иметь постоянно действующую систему приточно-вытяжной вентиляции. Кратность воздухообмена рассчитывается в соответствии с установленными нормами.

Основные технологические параметры указанных объектов и данные о состоянии воздушной среды должны быть выведены на пункт управления (диспетчерский пункт). Системы управления должны иметь сигнальные устройства предупреждения отключения объектов и двустороннюю связь с диспетчерским пунктом.

Каждый управляемый с диспетчерского пункта объект должен иметь также ручное управление непосредственно на объекте.

Система сбора нефти и газа должна быть закрытой, а устья нагнетательных, наблюдательных и добывающих скважин герметичными.

На объектах сбора и подготовки нефти и газа (ЦПС, УПН, УКПГ, ГП), насосных и компрессорных станциях (ДНС, КС) должна быть технологическая схема, утвержденная техническим руководителем организации, с указанием номеров задвижек, аппаратов, направлений потоков, полностью соответствующих их нумерации в проектной технологической схеме. Технологическая схема является частью плана ликвидации возможных аварий.

5.Назначение и описание компрессорной станции

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

Для поддержания заданного расхода транспортируемого газа и обеспечения его оптимального давления в трубопроводе по трассе газопровода устанавливаются компрессорные станции (КС). Современная компрессорная станция это сложное инженерное сооружение, обеспечивающее основные технологические процессы по подготовке и транспорту природного газа. Принципиальная схема расположения КС вдоль трассы магистрального газопровода приведена на рис.2, где одновременно схематично показаны изменения давления и температуры газа между компрессорными станциями. Как показывает схема рис.2, компрессорная станция неотъемлемая и составная часть магистрального газопровода обеспечивающая транспорт газа с помощью энергетического оборудования, установленного на КС. Она служит управляющим элементом в комплексе сооружений, входящих в магистральный газопровод. Именно параметрами работы КС определяется режим работы газопровода. Наличие КС позволяет регулировать режим работы газопровода при колебаниях потребления газа, максимально используя при этом аккумулирующую способность газопровода. На магистральных газопроводах различают три основных типа КС: головные, линейные и дожимные.

Головные компрессорные станции (ГКС) устанавливаются непосредственно после газового месторождения и предназначены они для поддержания необходимого давления технологического газа для его дальнейшего транспорта по магистральным газопроводам,

когда в результате разработки газового месторождения пластовое давление в нём снижается.

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

19 1.Консольные. Особенность этих насосов состоит в том, что насосная часть и двигатель

имеют свои валы и узлы крепления. Консольные насосы являются центробежными нормально всасывающими, одноступенчатыми, с

горизонтальным всасывающим патрубком и вертикальным напорным. Центробежное колесо состоит из двух дисков, между которыми находятся лопасти, соединяющие диски в единую конструкцию. Лопасти плавно изогнуты в сторону, противоположную направлению движения колеса. Это наиболее распространённое, закрытое рабочее колесо. Насосная часть может покупаться отдельно у одного производителя, а двигатель у другого. При сборке насос и двигатель устанавливаются на общую раму (станину), их валы центрируются и соединяются при помощи муфты.

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

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

Каждая секция имеет независимый вход и выход. Возможно соединение между собой насосов различных серий Сальники устанавливаются в пространстве между кожухом и валом в месте его выхода

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

Торцевое уплотнение – это устройство, которое образует вращающееся уплотнение между подвижной и неподвижной частями. Они были разработаны для устранения недостатков сальниковой набивки. Утечка может быть снижена до уровня соблюдения экологических стандартов Преимущества торцевого уплотнения по сравнению с обычной сальниковой набивкой:

1.Отсутствие или ограниченная утечка перекачиваемой жидкости.

2.Уменьшение трения и потери мощности насоса.

3.Элимирование вала или втулки износа.

4.Сокращение расходов на обслуживание.

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

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

2.Установки по подготовке сточных вод для заводнения нефтяных пластов подразделяются на открытые и закрытые. Сточные воды в установке по подготовке сточных вод открытого типа, поступающие с установки подготовки нефти, направляются в песколовку, где осаждаются крупные механические примеси. Из песколовки сточная вода самотеком поступает в нефтеловушку, которая служит для отделения от воды основной массы нефти и механических примесей. Принцип действия ее основан на гравитационном разделении при малой скорости движения сточной воды (менее 0,03 м/с). При такой скорости движения сточной воды капли нефти диаметром более 0,5 мм успевают всплыть на поверхность. Скопившуюся в ловушке нефть отводят по

нефтесборной трубе и насосом подают на установку подготовки нефти на повторную обработку. После нефтеловушки сточные воды для доочистки от нефти и механических примесей поступает в пруды-отстойники , где продолжительность отстаивания может быть от нескольких часов до двух суток. Иногда для ускорения процесса осаждения твердых взвешенных частиц или нейтрализации сточныхвод перед прудами-отстойниками к воде добавляют химические вещества: известь, сернокислый алюминий, аммиак и др. После прудов-отстойников содержание нефти в сточной воде составляет 30—40 мг/л, а механических примесей — 20— 30 мг/л. Такая глубина подготовки сточной воды IV обычно достаточна для закачки ее в поглощающие пласты и в этом случае вода через камеры 5 и 6 поступает на прием насосов 7, осуществляющих закачку ее в поглощающие скважины.

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

3.14 билет 3 вопрос

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

Предусматриваются три способа организации хранения специальной и домашней одежды:

попеременное в одном отделении шкафа;

в разных отделениях шкафа в одном помещении;

в разных помещениях.

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

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

Вслучае, когда чистка или обезвреживание спецодежды должны производиться после каждой смены, вместо гардеробных предусматриваются раздаточные спецодежды. Число душевых, умывальников и специальных бытовых устройств определяется по численности работающих в смене или части этой смены, одновременно оканчивающих работу с учетом группы производственного процесса. Душевые оборудуются кабинами открытого или закрытого типа.