ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЕ ВОПРОСЫ профессионального модуля ПМ.04 Выполнение работ по профессии рабочего 15866 Оператор по подготовке скважин к капитальному и подземному ремонтам ПК 1.4 Проводить диагностику, текущий и капитальный ремонт скважин Показатель 2. Демонстрирует знания о проведение работ по подготовке скважин к ремонту в соответствии со стандартными условиями: 1. Состав работ при подготовке скважин к ремонту. Комплекс подготовительных работ перед производством ремонта производится в следующей последовательности: · производится выдача задания (плана) на ремонт скважины; · производится прием скважины в ремонт; · производится планировка территории вокруг скважины для расстановки оборудования, сооружают, при необходимости, якоря; · останавливают скважину и производят ее глушение; · производится передислокация оборудования ремонтной бригады; · расставляют оборудования и производят монтаж подъемного агрегата; · производится подъем мачты подъемного агрегата и монтаж рабочей площадки; · производится разборка устьевого оборудования и монтаж ПВО. 2. Монтаж и демонтаж мачт агрегатов. Перед монтажом агрегата мастер обязан проверить состояние всего агрегата, уделив при этом особое внимание состоянию мачты, талевой системы, якоря, сигнализации, приспособлений для укладки и крепления оттяжных канатов, а также состоянию крепления кронблока с талевым канатом в транспортном положении и металлических ограждений. При установке агрегата в скважине должно быть предусмотрено такое его положение, при котором будет обеспечено удобное управление им, а также наблюдение за работающим на устье скважины и движением талевого блока. Агрегаты должны быть установлены на расстоянии не менее 10 м от устья скважины и таким образом, чтобы их кабины не были обращены к устью. Расстояние между агрегатами должно быть не менее 1 м. Подъемные агрегаты (за исключением агрегата АКМ-28) должны быть укреплены оттяжками из стальных канатов так, чтобы они не пересекали дороги, линии электропередачи, находящиеся под напряжением, и переходные площадки. Вышка (мачта) должна быть отцентрирована относительно оси скважины. Нагнетательные линии от агрегатов должны быть оборудованы обратными клапанами, тарированными предохранительными устройствами заводского изготовления и манометрами. Отвод от предохранительного устройства на насосе должен быть закрыт кожухом и выведен под агрегат. 3. Оборудование и инструмент для ремонта скважин. При подземном ремонте глубоких скважин применяют эксплуатационные вышки и мачты, стационарные или передвижные, предназначенные для подвески талевой системы, поддержания на весу колонны труб или штанг при ремонтных работах, проводимых на скважине. Стационарные вышки и мачты используются крайне нерационально, т.к. ремонтные работы на каждой скважине проводятся всего лишь несколько дней в году, всё остальное время эти сооружения находятся в бездействии. Поэтому целесообразно использовать при подземном ремонте подъемники, несущие собственные мачты. Транспортной базой их служат тракторы и автомобили. Подъемник - механическая лебедка, монтируемая на тракторе, автомашине или отдельной раме. В первом случае привод лебедки осуществляется от тягового двигателя трактора, автомашин, в остальных от самостоятельного двигателя внутреннего сгорания или электродвигателя. 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» и др. 4. Назначение талевой системы. Талевая система предназначена для подъема и поддержания на весу тяжелого бурового инструмента. Талевая система буровых установок служит для преобразования 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. 5. Оснастка, виды оснастки. Оснастка талевой системы-последовательная навивка каната на шкивы кронблока и талевого блока. Оснастка определяется числом шкивоф в работе. Также исходя из этого делится на следующие виды: однострунная, двухструнная, трехструнная, четырехструнная, шестиструнная. 6. Подъемные агрегаты тракторные. Гусеничное шасси: Бакинец-ЗМ, Азинмаш-43, УПТ-32, УПТ-50. Передвижной агрегат «Бакинец-ЗМ» представляет собой комплекс оборудования, смонтированного на гусеничном тракторе Т -100МЗ, в состав которого входят: мачта; кронблок; талевой блок с крюком; сборка барабана; коробка передач; механизм подъема мачты. Maчтa транспортируется в сложенном виде вдвое. Наибольшая грузоподъемность агрегата на первой скорости 37т, высота мачты 18 м, диаметр бочки барабана 320 мм, длина ее 635мм. Длина каната, умещающегося на барабане, 900м при диаметре 18,5мм и 2000м при диаметре 12,5мм. Кронблок имеет четыре канатных шкива, а талевой блок - три. Диаметр канатных шкивов 450 мм с профилем под канат диаметром 18,5 мм. Агрегат АзИНмаш-43 предназначен для проведения спускоподъемных операций при ремонте скважин. Он смонтирован на тракторе Т-100МБГС с увеличенной длиной опорной поверхности гусениц. Агрегат снабжен двухсекционной телескопической вышкой высотой 18 м. При работе вышку расчаливают четырьмя оттяжками. Назначение подъемной установки УПТ-32 Подъемная установка для спускоподъёмных операций в процессе текущего и капитально ремонта нефтяных и газовых скважин глубиной до 2400 м в районах с умеренным и холодным климатом. Состоит из следующих основных узлов: однобарабанной лебедки, установленной на специальном основании под оборудование, коробки передач, вышки с талевой системой (тельфер), задней и передней опор вышки. УПТ-50 Предназначена для проведения спускоподъемных работ с насосными штангами, насосно-компрессорными и бурильными трубами в процессе текущего и капитального ремонтов скважин, не оборудованных стационарными вышками и мачтами. Представляет собой самоходную установку грузоподъемностью 50 т, смонтированную на базе трактора Т-130Г-1 (рис. 5.10), состоит из следующих основных узлов: коробки передач, однобарабанной лебедки, вышки с талевой системой, передней и задней опор вышки, а также гидравлической, пневматической и электрической систем управления агрегатом, узлом привода ротора и других вспомогательных узлов и механизмов. 7. Подъемные агрегаты автомобильные. Колесное автомобильное шасси: Азинмаш-37, А-50, АКРО-80. Подъемная установка Азинмаш-37,предназначена для спуска-подъема, свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб и насосных штанг при текущем ремонте нефтяных и газовых скважин, а также для промывке песчаных пробок, производства желоночно-тартальных работ и операции свабированию скважин. Подъемные установки Азинмаш-37 и Азинмаш-40 представляет собой самоходные нефтепромысловые установки, смонтированные на автошасси высокой проходимости КрАЗ-63221 или УРАЛ-4320-1912-30. имеет следующее основные узлы: однобарабанную лебедку, телескопическую вышку, талевую систему, гидравлическую, пневматическую, электрическую и электрогидравлическую системы управления. Установки оснощены гидроприводными ключами - автоматом типа АПР-2ГП или манипулятором МТ-3, а также спайдером типа СГ-40. Подъемный агрегат А 50 предназначен для проведение капитальных ремонтов эксплуатационных нефтяных и газовых скважин в кусте или отдельно. Агрегат смонтирован на шасси внедорожного транспортного средства КРАЗ обор мощности производится от двигателя ЯМЗ-238Н с турбо-надувом через коробку перемены передач и коробку отбора мощности. Агрегат АКРО-80 (КОРО-80), разработан Азинмашем, предназначен для проведения СПО с НКТ и буровыми трубами, для разбуривания цементных мостов и стаканов, фрезерования и райберования при ловильных работах, нагнетание жидкости в скважину, исследования скважины и других работ при капитальном ремонте и освоении ++ скважины. В качестве транспортной базы используется четырехосный тягач МАЗ-537 со всеми ведущими осями. Комплект оборудования имеет мачту МПП-80, блок насоса БКН-15Гр. С агрегатом перевозится и ротор. Грузоподъемность талевой системы – 80т, высота мачты – 28м, вместимость стеллажей мостков – 4000м, НКТ диаметром 73мм. Агрегат рассчитан для работы с бурильными трубами диаметрами 73 и 89мм. КОРО-80 Комплекс состоит из трех блоков: самоходной подземной установки УПА-80, смонтированной на четырехосном автомобиле МАЗ-537; насосного блока БНП-15Гр, смонтированного на двухосном прицепе МАЗ-8926; передвижных приемных мостков МПП-80 на пневмоколесном ходу с рабочей площадкой. 8. Подготовительные работы к монтажу ПВО. 1. Произвести планировку территории вокруг скважины для предотвращения возможных разливов технологических жидкостей. 2. Провести инструктаж с членами бригадами по безопасному ведению работ с записью в журнале 3. Смонтировать подъемник и рабочую площадку согласно технических условий и требований ОТ и ТБ. 4. Собрать и подготовить к работе линии обвязки (выкидные и глушения) для закачки технологических жидкостей в скважину и сброса флюида коллектор. 5. Проверить центровку мачты относительно устья скважины. 6. Перед демонтажем фонтанной арматуры необходимо убедиться в отсутствии избыточного давления в трубном и межтрубном пространствах скважины. 7. Подготовить запорную компоновку (или аварийную трубу с шаровым краном), опрессованную на рабочее давление ПВО. Наружный диаметр дистанционного патрубка запорной компоновки или аварийной трубы должен соответствовать типоразмеру трубных плашек превентора. При использовании разно размерных труб обязательно наличие переходного переводника. Произвести визуальный осмотр. Запорная компоновка должна быть чистой, без снега и льда, не иметь вмятин, трещин и т.п. Полировка уплотнительной головки УГУ-2, входящей в состав запорной компоновки, не должна иметь вмятин, задиров, трещин. Запорная компоновка должна находится на рабочей площадке, иметь свободный доступ к ней и защищена от попадания грязи и брызгов. Подготовить противыбросовое оборудование, очистить фланцы и канавки фланцевых соединений, произвести визуальный осмотр. Корпус превентора не должен иметь вмятин, задиров, трещин. Штоки штурвалов не должны быть погнуты и свободно вращаться. 9. Монтаж ПВО. Демонтировать фонтанную арматуру, проверить состояние уплотнительных колец и канавок фланцевых соединений. При работе по схеме 1 на крестовину (или через переходную катушку) монтируется уплотнительная головка. Герметизирующая муфта входит в состав запорной компоновки и должна находится на рабочей площадке. При выборе схемы №2 превентор с трубными плашками монтируется на крестовину (или через переходную катушку). Плашки должны соответствовать диаметру дистанционного патрубка запорной компоновки. При выборе схемы обвязки ПВО с двумя превенторами сначала монтируется превентор с глухими плашками, на него устанавливается превентор с трубными плашками. При этом превентор с трубными плашками оборудуется дистанционным управлением посредством тяг длиной не менее 10м, выполненных из труб диаметром 73мм. Перед штурвалами должна быть информация о направлении вращения и количестве оборотов для закрытия –открытия превентора и метки показывающие полное открытие и закрытие плашек превентора. Допускается по согласованию с противофонтанной службой для проведения прострелочно-взрывных работ в колонне с последующим демонтажем установка верхнего превентора с глухими плашками и продолжения работ с одним превентором (кроме скважин 1-ой категории). В этом случае повторная опрессовка оставшегося в обвязке превентора не требуется. Профиль уплотнительных колец фланцев должен соответствовать профилю канавок на фланцах фонтанной арматуры и противовыбросового оборудования. Кольца и канавки должны быть очищены быть очищены от льда и грязи и при установке ПВО плотно входить друг в друга. Присоединение ПВО к крестовине фонтанной арматуры производится на все шпильки, при этом гайки должны быть навернуты так, чтобы после наворота гайки на шпильке оставалось 2-3 витка резьбы. Затяжка их производится крест-накрест. После монтажа противовыбросового оборудования скважина опрессовывается технической водой на максимально ожидаемое давление, но не выше опрессовки эксплуатационной колонны. После монтажа противовыбросового оборудования на скважине с перфорированной или негерметичной колонной ПВО опрессовывается на давление не менее3,0 МПа. Давление опрессовки определяется, исходя из технического состояния и приемистости скважины и указывается в плане работ. Результаты опрессовки оформляются актом. 10. Закачка растворов кислот: подготовительные работы. Работы по приготовлению и нагнетанию в скважину растворов кислот проводятся в соответствии с проектом и планом, утвержденным нефтегазодобывающим предприятием. В плане должны быть указаны порядок подготовительных работ, схема размещения оборудования, технология проведения процесса, меры безопасности, ответственный руководитель работ. Работы по приготовлению и закачке рабочих растворов кислот производить в резиновых фартуках, прорезиненных перчатках и очках. Брюки спецодежды должны быть выпущены сверху спец обуви. На рабочих местах необходимо иметь 3% раствор соды, запас пресной воды и комплект спецодежды (аварийный запас). Перед началом закачки в пласт необходимо: - подготовить и спланировать территорию вокруг устья скважины для размещения агрегатов и другого оборудования; При закачке растворов кислот на нагнетательной линии должен быть установлен обратный клапан. Нагнетательная линия должна быть опрессована на полуторократное ожидаемое рабочее давление. При гидравлическом испытании нагнетательных систем обслуживающий персонал должен быть удален за пределы опасной зоны, установленной планом работ. Ликвидация пропусков под давлением запрещается. Передвижные насосные установки необходимо располагать согласно утвержденной схемы на расстоянии не менее 10м от устья скважины, расстояние между ними должно быть не менее 1м. Другие установки для выполнения работ должны размещаться на расстоянии не менее 25м от устья скважины. Агрегаты устанавливаются кабинами от устья скважины. 11. Закачка хим. реагентов в скважину: подготовительные работы. Работы по приготовлению и нагнетанию в скважину химических композиций проводятся в соответствии с проектом и планом, утвержденным нефтегазодобывающим предприятием. В плане должны быть указаны порядок подготовительных работ, схема размещения оборудования, технология проведения процесса, меры безопасности, ответственный руководитель работ. Работы по приготовлению и закачке рабочих хим. реагентов производить в резиновых фартуках, прорезиненных перчатках и очках. Брюки спецодежды должны быть выпущены сверху спец обуви. При работе с порошковыми реагентами применяется респиратор. На рабочих местах необходимо иметь 3% раствор соды, запас пресной воды и комплект спецодежды (аварийный запас). Перед началом закачки в пласт необходимо: - подготовить и спланировать территорию вокруг устья скважины для размещения агрегатов и другого оборудования; При закачке хим. реагентов на нагнетательной линии должен быть установлен обратный клапан. Нагнетательная линия должна быть опрессована на полуторократное ожидаемое рабочее давление. При гидравлическом испытании нагнетательных систем обслуживающий персонал должен быть удален за пределы опасной зоны, установленной планом работ. Ликвидация пропусков под давлением запрещается. Передвижные насосные установки необходимо располагать согласно утвержденной схемы на расстоянии не менее 10м от устья скважины, расстояние между ними должно быть не менее 1м. Другие установки для выполнения работ должны размещаться на расстоянии не менее 25м от устья скважины. Агрегаты устанавливаются кабинами от устья скважины. 12. Промывочное оборудование. Агрегат насосный цементировочный АНД 320 (рисунок 70) (АНД 320У) предназначен для нагнетания рабочих жидкостей при цементировании скважин в процессе бурения и капитального ремонта, а также при проведении других промывочно-продавочных работ на нефтяных и газовых скважинах. Агрегат АНЦ 320 дополнительно оборудован устройством для подогрева гидравлической части насоса НЦ 320, коллектором для обеспечения одновременной работы нескольких агрегатов, комплектом ЗИП, различными приспособлениями. Установка, насосная УНК предназначена для нагнетания неагрессивных жидких сред в скважины в процессе их текущего и капитального ремонта. Агрегат промывочный ПА-80 (ПА-80-01) предназначен для закачки промывочной жидкости в скважины при геологоразведочном, структурно-поисковом бурении и перекачки жидкости. Насосные установки УН1-100´200, УНТ1-100´250, УНБ1- 100´250, УНБ1Р‑100´250 предназначены для нагнетания различных жидких сред в скважины в процессе текущего и капитального ремонта, а также при проведении других промывочно- продавочных работ. Насосная установка УНТ1-100´250 (рисунок 71) смонтирована на базе трактора Т‑130МГ, состоит из насоса, коробки отбора мощности, коробки передач, цепного редуктора, манифольда, вспомогательного трубопровода, системы управления, обогрева и продувки. Привод насоса от тягового двигателя через коробку отбора мощности, карданные валы, четырехскоростную коробку передач и цепной редуктор. Насосная установка УНТ 1-100´250 1 — гусеничная транспортная база трактора Т-130МГ; 2 — обогрев; 3 — продувка; 4 — насос; 5 — манифольд; 6 — цепной редуктор. Насосная установка УНБ1Р-100´250 на раме состоит из силового агрегата, трансмиссии, насоса, манифольда, вспомогательного трубопровода, мерного, бака, системы управления, электрооборудования и кабины оператора. Привод насоса - от дизельного двигателя через коробку передач. Во всех установках насос - трехплунжерный горизонтальный одностороннего действия. Насосные установки УН1-100´200 и УНБ1-100´250 (рисунок 72) состоят из насоса, коробки отбора мощности, карданного вала, манифольда и вспомогательного трубопровода. Насосная установка УНБ1-100´250 1 — шасси автомобиля УРАЛ-4320; 2 — мерный бак; 3 — насос Н5-160; 4 — манифольд; 5 — вспомогательный трубопровод; 6 — рама. Привод насоса от тягового двигателя автомобиля через односкоростную коробку отбора мощности и карданный вал. Установка насосная передвижная УНБ-160´32 предназначена для нагнетания различных жидких сред при цементировании, освоении и капитальном ремонте скважин, а также при проведении других промывочно-продавочных работ в нефтегазоперерабатыващей промышленности и других отраслях в условиях умеренного и холодного микроклиматических районов. 13. Виды промывок. Различают следующие виды промывок. · прямая, · обратная · комбинированная. Прямая промывка. При прямой промывке промывочная жидкость закачивается в спущенные в скважину трубы, а подъем воды с размытым песком происходит по кольцевому пространству. В процессе промывки трубы находятся на весу и спускаются с той или иной скоростью в зависимости от плотности пробки и количества жидкости, необходимой для подъема размытого песка на поверхность. Обратная промывка отличается от прямой промывки тем, что промывочная жидкость поступает в кольцевое пространство, а подъем с размытым песком происходит по насосно-компрессорным трубам. Для герметизации устья скважины при обратной промывке обязательно применение специальной головки с резиновым манжетомсальником, плотно охватывающим тело трубы. Комбинированная промывка совмещает прямую и обратную промывку (поочередно) 14. Зарезка новых стволов скважин. Зарезка нового ствола скважины - это бурение новых стволов работающей скважины со слабым или отсутствующим притоком в связи с механическими повреждениями или истощением запасов углеводородов. Продуктивный интервал материнского ствола скважины не эксплуатируется (изолирован), и наклонно - направленное бурение используется для сооружения дополнительных стволов или доступа к близлежащей продуктивной зоне пласта. 15. Технология зарезки вторых стволов из эксплуатационной колонны. Зарезка второго ствола позволяет восстанавливать скважины, в которых работы по очистке их от посторонних предметов или исправлению дефектов эксплуатационной колонны или ее фильтровой части не привели к необходимым результатам. Зарезку вторым стволом выполняют следующим образом. 1.Скважину обследуют свинцовыми возможности применения отклонителя. печатями и шаблоном для определения 2.Выбирают место в колонне для вскрытия окна. При этом необходимо учитывать следующее: а) для максимального использования длины основной колонны и сокращения длины второго ствола „окно" должно располагаться на возможно большей глубине в зоне, где есть цементное кольцо; б) „окна" следует прорезать между муфтами обсадной трубы — при выполнении этого условия облегчается процесс прорезки, а прочность колонны уменьшается в наименьшей степени; в) „окно" должно располагаться в зоне нахождения глинистых пластов, что обеспечит возможность внедрения в стенки пласта металлической стружки и кусков металла, отделяющихся от эксплуатационной колонны. Вскрытие „окна" против продуктивных пород может привести к тому, что второй ствол будет располагаться в непосредственной близости от первого, в результате чего мо гут возникнуть осложнения при проводке скважины и ее эксплуатации. Вскрытие окна против слабосцементированных песков или песчаников, а также при отсутствии цементного кольца может при вести к размыву и осыпанию породы, прихвату инструмента в зоне „окна"; г) если конструкция скважины многоколонная, необходимо выбирать место для вскрытия на такой глубине, где располагается только одна колонна; д) прорезку следует производить в зоне увеличения угла наклона ствола скважины; е) в данном интервале должны отсутствовать водоносные или водопоглощающие пласты. 3. Определив точное расположение муфт с учетом размеров отклонителя, в колонне создают цементный стакан с таким расчетом, чтобы, упираясь в него, отклонитель обеспечил прорезку окна, минуя муфту. 4. После создания цементного стакана на бурильных трубах спускают отклонитель для обеспечения необходимого отклонения от режущего инструмента, вскрывающего „окно" и предающего начальное направление при бурении второго ствола. Он представляет собой клин с плоской или криволинейной поверхностью. 5. Для прорезки «окна» в эксплуатационной колонне, через которое в дальнейшем бурят второй ствол, применяют режущий инструмент — райбер, имеющий форму усеченного конуса с продольными зубьями, армированными пластинами из твердого сплава. 6. После прорезки окна приступают к бурению второго ствола. И начальный период до углубления на 4—5 м используют пикообразное долото диаметром, равным диаметру райбера, которое забивают в металлические частицы в стенку ствола скважины. Далее ствол бурят долотами с характеристиками, соответствующими залегающим породам. 7. После окончания бурения во второй ствол спускают обсадную колонну и цементируют ее. При проведении работ следует выполнять следующие правила. 1.Прорезание окна, забуривание второго ствола и разбурива- ние цементных пробок должны выполняться под непосредственным руководством мастера. 2.При срезе шпилек отклонителя для зарезки второго ствола все члены бригады, за исключением бурильщика, должны быть удалены с буровой. Спуск отклонителя, посадка его на забой и срез шпилек производятся под непосредственным руководством мастера. Показатель 3. Составляет технологическую карту капитального и текущего ремонта скважины в соответствии с заданными условиями: 1. К текущему ремонту скважин относят работу ТР1. Оснащение скважин скважинным оборудованием при вводе в эксплуатацию (перечислить виды работ; технико – технологические требования к сдаче). ТР1-1-ввод фонтанных скважин; выполнение запланированного объема работ ТР1-2-ввод газлифтных скважин; выполнение запланированного объема работ ТР1-3-ввод скважин, оборудованных ШГН; ТР1-4-ввод скважин, оборудованных ЭЦН; выполнение запланированного объема работ 2. К текущему ремонту скважин относят работу ТР2. Перевод скважин на другой способ эксплуатации (перечислить виды работ; технико – технологические требования к сдаче). ТР2-1-перевод фонтанный-газлифт; выполнение запланированного объема работ ТР2-2-перевод фонтанный-ШГН; нормальная работа насоса по динамограмме или подаче ТР2-3-перевод фонтанный-ЭЦН; норм. подача и напор ТР2-4-перевод газлифт-ШГН; норм. работа насоса по динамограмме или подаче ТР2-5-перевод газлифт-ЭЦН; норм. подача и напор ТР2-6-перевод ШГН-ЭЦН; норм. подача и напор ТР2-7-перевод ЭЦН-ШГН; ТР2-8-перевод ШГН-ОРЭ; выполнение запланированного объема работ, норм. подача и напор ТР2-9-перевод ЭЦН-ОРЭ; выполнение запланированного объема работ, норм. подача и напор ТР2-10-прочие виды перевода; 3. К текущему ремонту скважин относят работу ТР 3. Оптимизация режима эксплуатации (перечислить виды работ; технико – технологические требования к сдаче). ТР3-1-изменение глубины подвески, смена типоразмера ШГН; достижение цели ремонта ТР3-2-изменение глубины подвески, смена типоразмера ЭЦН; достижение цели ремонта 4. К текущему ремонту скважин относят работу ТР 4. Ремонт скважин, оборудованных ШГН (перечислить виды работ; технико – технологические требования к сдаче). ТР4-1-ревизия и смена насоса; норм. работа насоса по динамограмме ТР4-2-устранение обрыва штанг; устранение дефекта, норм. работа насоса ТР4-5-замена полированного штока; устранение дефекта, норм. работа насоса ТР4-6-замена, опрессовка, устранение негерметичности НКТ; достижение цели ремонта, норм. подача насоса ТР4-7-очистка и пропарка НКТ; достижение цели ремонта, норм. подача насоса ТР4-8-ревизия, смена устьевого оборудования; 5. К текущему ремонту скважин относят работу ТР 5. Ремонт скважин, оборудованных ЭЦН (перечислить виды работ; технико – технологические требования к сдаче). ТР5-1-ревизия и смена насоса; норм. подача и напор ТР5-2-смена электродвигателя; норм. подача и напор ТР5-3-устранение повреждения кабеля; устранение дефекта, норм. подача насоса ТР5-4-ревизия, смена, устранение негерметичности НКТ; выполнение запланированного объема работ, норм. подача насоса ТР5-5-очистка и пропарка НКТ; ТР5-6-ревизия, смена устьевого устьевого оборудования; достижение цели ремонта 6. К текущему ремонту скважин относят работу ТР 6. Ремонт фонтанных скважин (перечислить виды работ; технико – технологические требования к сдаче). ТР6-1-ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ; выполнение запланированного объема работ, норм. подача насоса ТР6-2-очистка и пропарка НКТ; выполнение запланированного объема работ, норм. подача насоса ТР6-3-смена, ревизия устьевого оборудования; 7. К текущему ремонту скважин относят работу ТР 7. Ремонт газлифтных скважин (перечислить виды работ; технико – технологические требования к сдаче). ТР7-1-ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ; норм. подача насоса ТР7-2-очистка и пропарка НКТ; норм. подача насоса ТР7-3-ревизия, замена, очистка газлифтных клапанов; ТР7-4-ревизия, смена устьевого оборудования; - 8. К текущему ремонту скважин относят работу ТР 9. Очистка, промывка забоя (перечислить виды работ; технико – технологические требования к сдаче). ТР9-1-промывка горячей нефтью(водой) с добавлением ПАВ; достижение цели ремонта ТР9-2-обработка забоя химреагентами (ТГХВ, СКО, ГКО); достижение цели ремонта (ТР8-РЕВИЗИЯ И СМЕНА ОБОРУДОВАНИЯ АРТЕЗИАНСИХ И ПОГЛОЩАЮЩИХ СКВАЖИН; ВЫПОЛНЕНИЕ ЗАПЛАНИРОВАННЫХ ОБЪЕМОВ РАБОТ ТР10-ОПЫТНЫЕ РАБОТЫ ПО ИСПЫТАНИЮ НОВЫХ ВИДОВ ПОДЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ; ВЫПОЛНЕНИЕ ЗАПЛАНИРОВАННОГО ОБЪЕМА РАБОТ ТР11-ПРОЧИЕ ВИДЫ РАБОТ; ВЫПОЛНЕНИЕ ЗАПЛАНИРОВАННОГО ОБЪЕМА РАБОТ) 9. К капитальному ремонту скважин относят работу КР 1. Ремонтно –изоляционные работы (перечислить виды работ; технико – технологические требования к сдаче). КР1-1-отключение отдельных обводных интервалов пласта; выполнение запланированного объема работ, снижение обводненности продукции КР1-2-отключение отдельных пластов; выполнение запланированного объема работ, отсутствие приемистости или притока в отключенном пласте КР1-3-исправление негерметичности цементного кольца; достижение цели ремонта, подтверждение промыслово-геофизическими исследованиями, снижение обводненности продукции при сокращении или увеличении дебита нефти КР1-4-наращивание цементного кольца за эксплуатационной, промежуточной колоннами, кондуктором; отсутствие нефтегазопроявлений на поверхности и подтверждение наращивания цементного кольца в необходимом интервале промыслово-геофизческими исследованиями 10. К капитальному ремонту скважин относят работу КР 2. Устранение не герметичности эксплуатационной колонны (перечислить виды работ; технико – технологические требования к сдаче). КР2-1-устранение негерметичности тампонированием; герметичность эксплуатационной колонны при гидроиспытании КР2-2-устранение негерметичности установкой пластыря; герметичность эксплуатационной колонны при гидроиспытании КР2-3-устранение негерметичности спуском доп. обсадной колонны меньшего диаметра; 11. К капитальному ремонту скважин относят работу КР 3. Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта (перечислить виды работ; технико – технологические требования к сдаче). КР3-1-извлечение оборудования из скважин после аварий, допущенных в процессе эксплуатации; прохождение шаблона до необходимой глубины, герметичность колонны в интервале работ фрезером КР3-2-ликвидация аварий с эксплуатационной колонной; прохождение шаблона до необходимой глубины, герметичность колонны в интервале работ фрезером КР3-3-очистка забоя и ствола скважины от металлических предметов; КР3-4-прочие работы по ликвидации аварий, допущенных при эксплуатации скважин; достижение цели, оговоренной в технологическом плане КР3-5-ликвидация аварий, допущенных в процессе ремонта скважин; достижение цели, оговоренной в доп. плане на ликвидацию аварий 12. К капитальному ремонту скважин относят работу КР 4. Переход на другие горизонты и приобщение пластов (перечислить виды работ; технико – технологические требования к сдаче). КР4-1-переход на другие горизонты; выполнение заданного объема работ подтв. промыслово-геофизическими исследованиями, получение притока КР4-2-приобщение пластов; получение притока из нового интервала и увеличение дебита нефти 13. К капитальному ремонту скважин относят работу КР 6. Комплекс подземных работ, связанных с бурением (перечислить виды работ; технико – технологические требования к сдаче). КР6-1-зарезка новых стволов скважин; выполнение запланированного объема работ КР6-2-бурение цементного стакана; выполнение запланированного объема работ КР6-3-фрезерование башмака колонны с углублением ствола в горной породе; КР6-4-бурение и оборудование шурфов и артезианских скважин; 14. К капитальному ремонту скважин относят работу КР 7. Обработка призабойной зоны (перечислить виды работ; технико – технологические требования к сдаче). КР7-1-проведение кислотной обработки; выполнение запланированного объема работ, увеличение продуктивности нефтяных и приемистости нагнетательных скважин КР7-2-проведение ГРП; выполнение запланированного объема работ, увеличение продуктивности нефтяных и приемистости нагнетательных скважин КР7-3-проведение ГПП; КР7-4-виброобработка призабойной зоны; КР7-5-термообработка призабойной зоны; КР7-6-промывка призабойной зоны растворителями; КР7-7-промывка призабойной зоны р-рами ПАВ; КР7-8-обработка термогазохимическими методами (ТГХВ, ПГД и т.д) КР7-9-прочие виды обработки призабойной зоны; КР7-10-выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин; выполнение запланированного объема работ, подтвержденного промыслово-геофизическими исследованиями КР7-11-дополнительная перфорация и торпедирование ранее простреленных интервалов; выполнение запланированного объема работ, увеличение продуктивности нефтяных скважин и приемистости нагнетательных скважин 15. К капитальному ремонту скважин относят работу КР 8. Исследование скважин (перечислить виды работ; технико – технологические требования к сдаче). КР8-1-исследование характера насыщенности и выработки продуктивных пластов, уточнение геологического разреза в скважинах; выполнение запланированного комплекса исследований в заданном режиме (приток, закачка, выдерживание скважины в покое), получение заключения КР8-2-оценка технического состояния скважины (обследование скважины); выполнение запланированного объема работ, выдача заключения 16. К капитальному ремонту скважин относят работу КР 9. Перевод скважины на использование по другому назначению (перечислить виды работ; технико – технологические требования к сдаче). КР9-1-освоение скважин под нагнетательные; достижение приемистости, оговоренной в плане КР9-2-перевод скважин под отбор технической воды; выполнение запланированного объема работ, получение притока КР9-3-перевод скважин в наблюдательные, пьезометрические; выполнение запланированного объема работ КР9-4-перевод скважин под нагнетание теплоносителя или воздуха; обеспечение приемистости 17. К капитальному ремонту скважин относят работу КР 10 Ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин (перечислить виды работ; технико – технологические требования к сдаче). КР10-1-оснащение паро- и воздухонагнетательных скважин противопесочным оборудованием; обеспечение приемистости КР10-2-промывка в паро- и воздухонагнетательных скважинах песчаных пробок; восстановление приемистости 18. К капитальному ремонту скважин относят работу КР 12. Увеличение и восстановление производительности и приемистости скважин (перечислить виды работ; технико – технологические требования к сдаче). КР12-прочие виды работ; выполнение запланированного объема работ (КР11-КОНСЕРВАЦИЯ И РАСКОНСЕРВАЦИЯ СКВАЖИН; ВЫПОЛНЕНИЕ ЗАПЛАНИРОВАННОГО ОБЪЕМА РАБОТ КР5-ВНЕДРЕНИЕ И РЕМОНТ УСТАНОВОК ТИПА ОРЭ, ОРЗ, ПАКЕРОВОТСЕКАТЕЛЕЙ; ВЫПОЛНЕНИЕ ЗАПЛАНИРОВАННОГО ОБЪЕМА РАБОТ, ГЕРМЕТИЧНОСТЬ ПАКЕРА, УВВЕЛИЧЕНИЕ ДЕБИТА НЕФТИ. УВЕЛИЧЕНИЕ,СОКРАЩЕНИЕ ОБЪЕМОВ ЗАКАЧКИ ВОДЫ. ПК 1.5 Принимать меры по охране окружающей среды и недр Показатель 4. Составляет план мероприятий в области экологической безопасности при капитальном ремонте скважин в соответствии со стандартами: 1. Цель и основные интересы организации природоохранной деятельности на предприятии. Природоохранная деятельность предприятия представляет собой комплекс мероприятий, направленных на предотвращение, уменьшение, ликвидацию последствий вредного воздействия основной производственной деятельности на окружающую среду. Под вредным воздействием понимается загрязнение окружающей среды твердыми, жидкими, газообразными веществами, микроорганизмами, излучением в количествах, вызывающих либо изменение свойств окружающей среды, либо разрушение отдельных её компонентов. 2. С какой целью на нефтедобывающих предприятиях создается служба охраны окружающей среды (СООС). Служба охраны окружающей среды на нефтедобывающих предприятиях создается с целью организации природно-охранной деятельности предприятий и всех его подразделений. На нее возлагается ответственность за обеспечение осуществления мероприятий по охране окружающей среды, регламентированных соответствующими нормативными актами. 3. Что является основной задачей служб ООС. Главной задачей службы является организация работ и контроль за их исполнением, направленных на улучшение экологической обстановки на объектах. Это осуществляется в соответствии с существующими законодательными и нормативными документами, а также исходя из сложившейся экологической обстановки в районах и на объектах предприятия. 4. Какая основная обязанность, и какую цель обеспечивает служба ООС. Основной целью природоохранной деятельности нефтегазодобывающих объединений и входящих в его состав предприятий и организаций является снижение отрицательного воздействия производственных процессов на. окружающую среду. Следовательно, основной задачей служб по охране окружающей среды является организация работ по снижению отрицательного воздействия предприятий на окружающую среду региона. 5. Что является основной работой (подразделения) СООС. Основной работой этого подразделения является ежегодная паспортизация всех источников загрязнения окружающей среды, разработка мероприятий по снижению отрицательного воздействия производственных процессов на окружающую среду, анализ и контроль результатов и их выполнения, привлечение к делу охраны среды всех руководителей предприятий, цехов и подразделений и общественных организаций. 6. Что является основной функцией (отдела) СООС. Для координации природоохранной деятельности всех предприятий и организаций, входящих в состав нефтегазодобывающего объединения, функционирует специальный отдел охраны окружающей среды в аппарате управления производственного объединения согласно существующему "Типовому положению об отделе охраны окружающей, среды и недр производственного предприятия". В соответствии с основными задачами по охране и рациональному использованию природных ресурсов на отдел охраны окружающей среды производственного предприятия возлагаются следующие функции: 1. Разработка и представление в установленном порядке в вышестоящую организацию, координирующим организациям сводных проектов комплексных программ. 2. Разработка и согласование с природоохранными органами, а также с Государственным санитарным надзором, Государственной инспекцией рыбоохраны, Государственной инспекцией по регулированию использования и охране вод и Государственной инспекцией по контролю за работой газоочистных и пылеулавливающих установок в установленном порядке сводных комплексных программ, перспективных и годовых планов внедрения достижений науки и техники по охране природы и рациональному использованию природных ресурсов производственного предприятия и контроль за осуществлением этих программ и планов. 3. Определение соответствия техники и технологии, применяемой в производственном предприятии, современному уровню развития науки и техники в части требований охраны природы и рационального использования ресурсов. 4. Согласование заказов, технических заданий и условий на создание и внедрение новых технологических процессов, технических средств в части охраны природы, в том числе и технологических процессов, заимствованных из других отраслей и закупаемых за рубежом, 5. Участие в создании и внедрении новых технологических процессов, технических средств и организации оснащения источников загрязнения очистными сооружениями, обеспечивающими снижение выбросов вредных веществ в водоемы, атмосферу и в почву до нормативов предельно допустимых выбросов (сбросов) или временно согласованных выбросов (сбросов). Осуществление контроля за эксплуатацией этих сооружений. 6. Рассмотрение проектной документации и выдача заключений в части соблюдения правил охраны природы и рационального использования природных ресурсов, включая: проекты новых технологических процессов, технических средств, препаратов; проекты реконструкции технологических процессов, технических средств, в том числе на применение техники, технологических процессов; внедрение пусковых комплексов и т.д. 7. Организация проведения конференций, совещаний, семинаров, школ передового опыта и выставок по охране природы и рациональному использованию природных ресурсов. 8. Ведомственный плановый и выборочный контроль за деятельностью предприятий и организаций в части соблюдения правил охраны природы и рационального использования природных ресурсов. 9. Участие в планировании и контроль за рациональным использованием материальных, финансовых и людских ресурсов на охрану окружающей среды и недр производственного предприятия. 7. Что предусматривают мероприятия по ООС. Существует два основных направления природоохранной деятельности на предприятии. Первое – очистка вредных выбросов предприятий. Сюда относятся обезвреживание, ликвидация или утилизация вредных отходов путем создания разного рода природоохранных объектов – сооружений по очистке промышленных и бытовых сточных вод, газо- и пылеулавливающего оборудования, утилизация установок мусороперерабатывающих заводов, установок по сбросу жидких и твердых отбросов. Второе направление – устранение самих причин загрязнения, т.е. разработка ресурсосберегающих и малоотходных технологий производства. Этот путь является наиболее эффективным и экономичным. 8. Что предусматривают мероприятия по охране недр. Мероприятия по охране недр. 1) соблюдение установленного законодательством порядка предоставления недр в пользование и недопущение самовольного пользования недрами; 2) обеспечение полноты геологического изучения, рационального комплексного использования и охраны недр; 3) проведение опережающего геологического изучения недр; 4) проведение государственной экспертизы и государственный учет запасов полезных ископаемых, а также участков недр, используемых в целях, не связанных с добычей полезных ископаемых; 5) обеспечение наиболее полного извлечения из недр запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и попутных компонентов; 6) достоверный учет извлекаемых и оставляемых в недрах запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и попутных компонентов при разработке месторождений полезных ископаемых; 7) охрана месторождений полезных ископаемых от затопления, обводнения, пожаров и других факторов, снижающих качество полезных ископаемых и промышленную ценность месторождений или осложняющих их разработку; 8) предотвращение загрязнения недр при проведении работ, связанных с пользованием недрами, особенно при подземном хранении нефти, газа или иных веществ и материалов, захоронении вредных веществ и отходов производства, сбросе сточных вод; 9) соблюдение установленного порядка консервации и ликвидации предприятий по добыче полезных ископаемых и подземных сооружений, не связанных с добычей полезных ископаемых; 10) предупреждение самовольной застройки площадей залегания полезных ископаемых и соблюдение установленного порядка использования этих площадей в иных целях; 11) предотвращение накопления промышленных и бытовых отходов на площадях водосбора и в местах залегания подземных вод, используемых для питьевого или промышленного водоснабжения. 9. Что происходит с водными ресурсами в результате промысловых и буровых работ. Величина мировых потерь нефтепродуктов составляет по различным оценкам несколько сот миллионов тонн в год, из них около 20 % ежегодно попадает в Мировой океан. При поступлении углеводородов в природные воды увеличиваются концентрации органических веществ и высокотоксичных продуктов (фенолов, нафтенов). Одновременно снижается скорость газообмена между водной средой и атмосферой. Растворимость нефти в воде является определяющим свойством в процессе загрязнения гидросферы. Увеличение этого показателя отмечается в следующей последовательности: парафины - нафтены - олефины - ароматические вещества. Наивысшей растворимостью характеризуются более легкие нефтепродукты, Максимальное суммарное содержание растворенных ароматических углеводородов в воде может достигать 1,5 г/л. Одним из распространенных представителей полициклических ароматических углеводородов является бензпирен, обладающий сильным канцерогенным действием, ПДК которого в воде установлено в 0,05 мкг/л. Присутствие нефти и нефтепродуктов в природных водах, превышающее ПДК, как правило, сокращает или полностью исключает практическое использование последних. 10. Что оказывает существенное влияние на загрязнение поверхностных и подземных вод. 11. Какую реакцию оказывает углеводородное загрязнение на землю и растительные ресурсы. В результате углеводородного загрязнения наблюдается угнетение или деградация растительного покрова, снижение биоразнообразия, изменение структуры почвы и ее гидрофизических и агрофизических свойств, снижение продуктивности сельскохозяйственных земель, вымывание нефтяных углеводородов из почв в подземные или поверхностные воды 12. Рассказать о основных загрязняющих веществах: сероводорода и сернистого ангедрита SO2, оказывающих негативное воздействие на атмосферу воздуха в процессе добычи и переработки нефти и газа. При эксплуатации нефтяных месторождений в воздух попадает большое количество сероводорода и сернистого газа при значительной концентрации серы в сырой нефти. При добыче попутно добывается нефтяной газ, до 80% которого сжигается. Это также приводит к попаданию в атмосферу токсичного бензола, фенола, толуола. Эти соединения негативно воздействуют на организм человека, вызывая заболевания нервной системы, кожных покровов. Сернистый ангидрид, серы двуокись, оксид серы (IV) SO2, бесцветный газ с характерным резким запахом. В природе встречается в вулканических газах. При 10,5°С сгущается в бесцветную жидкость, затвердевающую при - 75°С в кристаллическую массу. Критическая температура 157,3°С, критическое давление 77,8 атм. SO2 используется в производстве серной кислоты, серного ангидрида, солей сернистой (сульфитов, гидросульфитов) и серноватистой (тиосульфатов) кислот. Непосредственное применение находит в бумажном и текстильном производствах, при консервировании фруктов, ягод, для предохранения вин от скисания, для дезинфекции помещений. Жидкий сернистый ангидрид применяется как хладагент и растворитель. Перевозят его в сжиженном состоянии под давлением. При выходе в атмосферу он дымит, скапливается в низких участках местности, подвалах, тоннелях, заражает водоемы. Предельно допустимая концентрация (ПДК) сернистого ангидрида в атмосферном воздухе населенных мест (среднесуточная) 0.05 мг/м3, в рабочем помещении промышленного предприятия - 10 мг/м3. Он опасен при вдыхании. Даже очень малая концентрация его создает неприятный вкус во рту и раздражает слизистые оболочки. Пары сернистого антидрида во влажном воздухе сильно раздражают слизистые оболочки и кожу. Появляются саднение в горле, кашель, резкая боль в глазах, жжение, слезотечение, дыхание и глотание затрудненные, кожа краснеет. Возможны ожоги кожи и глаз. Вдыхание воздуха, содержащего более 0,2% сернистого ангидрида, вызывает хрипоту, одышку и быструю потерю сознания. Возможен смертельный исход. Вредное воздействие оказывает SO2 и на растительность при концентрациях более 0,1 мг/м3. 13. Рассказать о основных загрязняющих веществах: углекислого газа и диоксида азота NO2. Оксид азота NO — сильный яд, оказывающий влияние на центральную нервную систему, а также вызывающий поражение крови за счёт связывания гемоглобина. Относительно высокой токсичностью (при концентрации выше 0,05 мг/л) обладает и оксид азота NO2. Он раздражает дыхательные пути и угнетает аэробное окисление в легочной ткани, что приводит к развитию токсического отёка легких. Углекислый газ необходим для выживания животных. Кислород переносится в ткани организма во время дыхания, а углекислый газ высвобождается. Газ сохраняет нормальный уровень рН крови. Однако слишком большое количество углекислого газа может убить животных. Если углекислого газа слишком много, он может уменьшить количество кислорода, попадающего в организм. Любое увеличение или уменьшение количества углекислого газа, находящегося в организме, может привести к почечной недостаточности или коме. 14. Рассказать о основных загрязняющих веществах: углеводорода. Углеводороды - пентан, гексан, пары бензина и т.д. - выбрасываются в атмосферу в виде капелек и паров. Воздействие на организм углеводородов выражается в нарушениях функционального состояния центральной нервной системы. Это связано с наркотическим действием углеводородов. В очень низких концентрациях действие углеводородов приводит к функциональным расстройствам нервной системы, неврастении, вегетоневрозам, вспыльчивости и раздражительности - вплоть до сильного головокружения при резких движениях головой. Углеводороды, выбрасываемые в воздух при работе автотранспорта с газобаллонными установками, вызывают общую слабость, головные боли, реже - ощущение шума в голове. При вдыхании в течение 8 часов паров бензина в концентрации 600 мг/м3 возникают неприятные ощущения в горле, кашель, усиление головной боли. Основные источники естественные: лесные пожары, природный метан. Антропогенные: выхлопные газы, дожигание отходов, испарение нефтепродуктов, работа нефтеперегонных заводов. 15. Как осуществляется борьба с потерями нефти и уменьшение вредных выбросов в атмосферу при сборе, транспортировке, подготовке и хранении. Потерь можно избежать при полной герметизации пути движения нефти от скважин до нефтеперерабатывающих заводов. Как правило, легкие фракции нефти теряются в промысловых мерниках, резервуарах с неисправными крышами или открытыми люками. Существующие резервуары рассчитаны на перепад в 2000 Па и оборудуются дыхательными клапанами. При наличии дыхательных клапанов на резервуарах потери будут лишь при заполнении нефтью, которая вытеснит объем газовоздушной смеси над ней, при так называемых больших дыханиях резервуаров. Ликвидация потерь нефти и газа в герметизированных однотрубных системах сбора обеспечивается применением только герметичного оборудования по всей технологической цепочке этой системы и жесткой технологической связью системы сбора с установками по подготовке нефти и газа (подача продукции скважин непосредственно на установку подготовки нефти без использования сырьевых резервуаров). На фонтанных скважинах и скважинах, оборудованных погружными электроцентробежными насосами, широко используются при добыче парафинистых нефтей футерованные насосно-компрессорные трубы, применение которых практически исключает операции по спуску и подъему скребков и соответственно пропуски нефти и газа через сальники лубрикаторов. С целью ликвидации потерь нефти при ее подготовке во всех современных установках применяется герметичное оборудование с отбором газа после нагрева нефти в печах или подогревателях-деэмульсаторах и горячей сепарацией под вакуумом с последующим охлаждением нефти перед поступлением в товарные резервуары. Уменьшение потерь от малых дыханий может быть достигнуто сокращением суточных колебаний температуры в газовом пространстве резервуара в результате применения предохранительной окраски резервуаров в светлые тона и использованием железобетонных резервуаров. Наиболее эффективным методом борьбы с потерями нефти от больших дыханий является отказ от использования резервуаров для приемо-сдаточных операций и переход к системам безрезервуарной откачки нефти в нефтепровод. Большое значение в сокращении потерь нефти в резервуарах имеет поддержание в исправном состоянии резервуарного оборудования, внедрение непримерзающих дыхательных клапанов, дисков-отражателей. Наиболее эффективным мероприятием по ликвидации потерь легких фракций нефти от испарения является абсолютная герметизация пути движения нефти по трубопроводу, минуя трапные установки, сборные пункты и товарные парки. Если известны основные источники потерь в промысловом хозяйстве (негерметизированные мерники, технически неисправные атмосферные резервуары), борьба с ними сводится к уменьшению мест, в которых происходят эти потери (сокращение числа резервуарных парков, ликвидация мерников), а также к технической реконструкции промысловых сооружений За последние годы в нефтяной промышленности выполнены крупномасштабные работы, направленные на снижение потерь нефти. Это позволило практически исключить источники потерь на участке скважина — промысловый резервуарный парк. Наиболее сложно ликвидировать основной источник потерь нефти — испарение из резервуаров. Для решения данной проблемы разработана и в промышленных условиях апробирована технология улавливания легких фракций из резервуаров, предусматривающая отбор избыточного количества легких фракций из газового пространства резервуаров газодувками (компрессорами), отделение конденсата, подачу газа в напорный газопровод. Для предотвращения образования вакуума и исключения попадания воздуха на резервуарах установлены сигнализаторы давления, подающие электрический сигнал на отключение компрессора при достижении минимально допустимого давления. Потери от утечек относятся к категории чисто количественных потерь. Утечки происходят через неплотности соединений трубопроводов, резервуаров, задвижек, сальников насосов и т. д., при коррозионных разрушениях трубопроводов и резервуаров, при переливах резервуаров и других емкостей. Предотвращение потерь от утечек зависит от своевременного проведения профилактических ремонтов и специальных организационно-технических мероприятий, разрабатываемых в каждом отдельном случае. 16. Каким образом проявляется экономический вред, причиненный природной среде. И в чем выражается ее экономический вред. Экологический вред органически связан с экономическим. Оба они исходят из одного и того же источника причинения и имеют одни и те же способы проявления. Положим, загрязнение водоема не только ухудшает качество вод, делая их экологически вредными, но и наносит ущерб товарным запасам рыб и других водных животных, приводит в негодность пляжи, места отдыха и туризма и т.д. Как правило, причинение вреда экономического порождает вред экологический и наоборот. 17. Какой наиболее распространенной мерой административной ответственности являются экологические правонарушения? Несомненно, наиболее распространенным административным наказанием за экологические правонарушения является административный штраф. В качестве санкции он установлен в большей части составов административных правонарушений, предусмотренных как в Особенной части КоАП РФ, так и в законах субъектов РФ об административной ответственности. 18. Каким образом учитывают особенности природных компонентов и экономические нормативы платы за выбросы загрязняющих веществ в природную среду? Основой современной системы платежей является методика определения экономической эффективности осуществления природоохранных мероприятий и оценки экономического ущерба (1983) и методика подсчета убытков, причиненных государству нарушением водного законодательства (1983). Согласно этим документам рассматривались два методических подхода к расчету платы; первый подход — плата исходит из расчета суммы полного экономического ущерба, нанесенного в результате загрязнения окружающей среде (либо ущерба, нанесенного только в результате превышения установленных нормативов); второй подход — плата включает затраты на осуществление природоохранных мероприятий.