1.Классификация насосов для перекачки нефтепродуктов. Винтовые насосы. Насосы, предназначенные для перекачивания нефти и нефтепродуктов используются в технологических процессах нефтедобычи: при буровых работах, откачке пластовых вод из скважин и закачке пластовой жидкости в скважину. Эти насосы подразделяются на три следующие группы: 1.буровые насосы и установки; 2.насосы для откачки пластовой жидкости из скважин: - скважинные центробежные; - скважинные винтовые; - штанговые. 3.насосы для закачки пластовой жидкости в скважины с целью поддержания давления в нефтенасосном пласте, подразделяемые на: - поверхностные; - скважинные. Буровые насосы и установки представляют собой, как правило, поршневые и плунжерные насосы, используемые для нагнетания жидких сред (глинистых, цементных, солевых растворов). Эти насосы применяются при промывочно-продавочных работах и цементировании нефтяных и газовых скважин в процессе их бурения и капитального ремонта, а также для нагнетания жидкости в пласт для интенсификации добычи нефти. Приводом насоса является электродвигатель или двигатель внутреннего сгорания. Часто насосы монтируются на шасси автомобиля или на салазках (санях). Среди поршневых и плунжерных насосов буровые насосы являются наиболее мощными и это определяет способ регулирования подачи посредством коробки передач, используемой в конструкции этих насосов. Регулирование подачи осуществляется ступенчато. Конструкция отдельных насосов предусматривает возможность изменения подачи за счёт применения сменных деталей гидроблока (гильз и поршней разных диаметров). Конструкция горизонтального двухпоршневого насоса НБ-125. У двухпоршневого насоса поршни работают в противофазе, что обеспечивает наибольшую равномерность подачи. Дальнейшее увеличение равномерности подачи обеспечивается мембранным компенсатором. Насос имеет встроенный зубчатый редуктор. Передача крутящего момента от электродвигателя или двигателя внутреннего сгорания к редуктору осуществляется через клиноремённую передачу. Насосы типа НТП спроектированы для передвижных установок, где к насосам предъявляются дополнительные требования по снижению массы и габаритов. Плунжерный насос НТП-300 - высоконапорный. В насосе НТП-63, имеющем меньший напор, для уменьшения массы и габаритов использована "бескрейцкопфная" конструкция. Существуют насосные установка АНЦ- 320К (цементировочный агрегат) на автомобильном ходу, установка АНЦ-320С (цементировочный агрегат) на салазках, насосная установка УНБ-300-40 с центробежным насосом-гомогенизатором. Буровые насосы, являясь насосами объёмного типа, обладают свойством самовсасывания , но в описательной таблице традиционно указывается принятая характеристика всасывающей способности этой группы насосов - допускаемая вакуумметрическая высота всасывания. Насосы для откачки пластовой жидкости из скважины, как указано выше, подразделяются на скважинные центробежные, скважинные винтовые и штанговые. Пластовая жидкость - это смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа с температурой не более 90°С. Центробежные и винтовые скважинные погружные насосные агрегаты входят в состав установок, которые помимо агрегатов содержат кабельные линии и наземное электрооборудование. Агрегат и кабельная линия опускаются в скважину на насоснокомпрессорных трубах. В наземное оборудование входит трансформаторная подстанция и пуско-регулирующая аппаратура. Условное обозначение насосов УЭЦН М(К)-5А-250-1000 (установка электрическая с центробежным насосом модульным коррозионностойким): 5А - группа установки, характеризующая поперечные габариты; 250 - подача, м3 в сутки; 1000 - напор, м. Винтовой насос применен в установке электрической типа УЭВМ. Насос ЭЦНК имеет 38 вариантов исполнений в зависимости от конструкции пяты, конструкции рабочих колёс, наличия входного модуля и типа соединений секций. В представленном насосе входной модуль конструктивно совмещён с секциями насоса. Насос типа ЭЦНМК состоит из входного модуля, модуля-секции (модулей-секций) и модуля головки. Соединение модулей между собой и входного модуля с двигателями фланцевое. Соединение валов модулей-секций между собой, модуля-секции с валом входного модуля, вала входного модуля с валом электродвигателя осуществляется с помощью шлицевых муфт. Скважинные штанговые насосы, выпускаемые в соответствии с требованиями стандарта американского нефтяного института (спецификация I I АХ ). Данные насосы аналогичны насосам, выполненным по ОСТ 26-16-06 - 86 следующих типов: НВ1Б - вставной с замком наверху; НВ2Б - вставной с замком внизу; НН2Б - невставной с ловителем. Все упомянутые типы штанговых насосов имеют толстостенный цельный ( безвтулочный) цилиндр (обозначается "Б"). Насосы для закачки пластовой жидкости в скважину представлены группой поверхностных и скважинных насосов. Рассматриваемые поверхностные насосы - это горизонтальные центробежные секционные многоступенчатые насосы типа ЦНС. Описание этих насосов приведено разделе "Горизонтальные многоступенчатые насосы". В эту группу насосов входят также и буровые насосы. Скважинные погружные насосные агрегаты типа ЭЦП для закачки воды в пласт конструктивно представляют собой аналог насосных агрегатов для откачки воды из скважин. Для закачки воды применяются скважинные насосные агрегаты полупогружного типа ЭЦНА, у которых электродвигатель устанавливается на поверхности в устье скважины. ВИНТОВЫЕ НАСОСЫ: Винтовой насос (ВН), являющийся устройством для перекачки жидкости, был разработан в начале 1920-х годов для перекачки вязких жидкостей и растворов. С самого начала винтовые насосы получили широкое применение в самых разных условиях использовались в различных отраслях промышленности (химической, пищевой, металлообрабатывающей, бумажной, текстильной, табачной, отходоперерабатывающей и нефтяной). С момента первых серьезных попыток применения винтовых насосов для механизированной добычи в начале 1980-х годов, происходило их постепенное внедрение в нефтяной промышленности. К 2003 г. винтовые насосы работали в самых разнообразных условиях и вариантах заканчивания в более чем 40 000 скважин по всему миру, от Аляски до Южной Америки, от добычи легкой нефти и угольного метана в российских Нижневартовске и Новокузнецке до Австралии, от отдаленных минеральных источников в горах Японии до наземных и морских скважин в Африке и Индонезии. Ниже приведены стандартные варианты и условия применения винтовых насосов: 1.Тяжелая нефть Плотность в градусах по API < 18 Абсолютная вязкость 500 - 50000 сП Содержание песка до 50%, сниженное до 3-5% при стабильном дебите 2.Нефть средней плотности Плотность в градусах по API 18 - 30 Абсолютная вязкость < 500 сП Ограничения по содержанию CO2 и H2S 3.Легкая нефть Плотность в градусах по API >30 Ограничение по содержанию ароматических углеводородов Температурные ограничения 4.Вода Обезвоживание угольного метана (CBM) Обезвоживание природного газа Водозаборные скважины: - Отопление жилых помещений - Промышленные источники минеральных вод Закачка воды - заводнение Системы винтовых насосов обладают рядом отличительных особенностей, которые могут сделать их более предпочтительными для механизированной добычи по сравнению с другими имеющимися техническими средствами. Вот наиболее значимые из этих особенностей: - КПД систем винтовых насосов составляет 50 - 70% - Низкие капитальные затраты и расходы на электроэнергию - Возможность перекачивания жидкостей с высоким уровнем вязкости, большим содержанием твердых частиц и свободного газа - Низкие значения внутренних градиентов скорости сдвига, ограничивающие эмульгирование жидкости - Отсутствие клапанов или деталей с возвратно-поступательным движением позволяет предотвратить закупоривания, газовые пробки или износ узлов - Несложный монтаж и эксплуатация, минимальный объем необходимого обслуживания - Небольшие габариты и низкий уровень шума приводной установки на устье. Системы винтовых насосов имеют ряд определенных ограничений по условиям применения. Основными из этих ограничений являются производительность, высота подъема жидкости и совместимость резиновых деталей с откачиваемыми жидкостями. Ниже приведен краткий перечень ограничительных условий применения и эксплуатационных проблем, связанных с использованием систем ВН. - Производительность: 1-800 м3/день (5000 баррелей/день) - Высота подъема жидкости: 3000 м (9800 футов) - Температура: 150°C (300°F) - Тенденция к возникновению неустранимых повреждений эластомерных деталей при работе насоса без жидкости даже очень непродолжительное время. - Воздействие некоторых жидкостей приводит к разбуханию и порче эластомерного материала Использование усовершенствованного оборудования и материалов позволяет существенно расширить диапазон применения винтовых насосов новых моделей. Во многих случаях, ВН является не только единственно возможным вариантом механизированной эксплуатации, но и может стать весьма эффективным с экономической точки зрения при оптимальной конфигурации и правильной эксплуатации. Принцип действия винтового насоса При вращении ротора происходит постоянное открытие и закрытие полостей и их перемещение от приема к подаче насоса. Площадь полости между ротором и статором остается постоянной на любом сечении по всей длине насоса, что обеспечивает непульсирующий поток. Объем полости определяется как площадь закачки (площадь поперечного сечения полости) умноженная на шаг статора. Осевая линия ротора смещена от оси статора на постоянную величину, называемую "эксцентриситет". Для насоса с однозаходной геометрией эксцентриситет равен разнице между большим и малым диаметрами ротора деленной на два. Площадь полости насоса с однозаходной геометрией равна малому диаметру ротора умноженному на 4 и умноженному на эксцентриситет. Объем полости определяется как функция площади полости умноженная на шаг статора. Площадь полости = d x 4e Объем полости = d x 4e х шаг статора Погружной винтовой насос состоит из пусковой муфты эксцентриковой муфты обойму с винтом предохранительного клапана и шламовой трубы. Рабочим органом насоса является однозаходный стальной винт и резинометаллическая обойма, внутренняя полость которой представляет собой двухзаходную винтовую поверхность с шагом в два раза больше чем у винт. Винтовой насос является насосом объемного действия, а следовательно его теоретическая производительность прямо пропорциональна частоте вращения вала. Пусковая муфта осуществляет пуск насоса при достижении ротора электродвигателя определенной частоты вращения, также она не позволяет насосу вращаться в сторону противоположенной заданной и тем самым предохраняет насос от развенчивания резьбовых соединений. Преимущества насоса: Погружной винтовой эл. Насос сочетает в себе положительные качества центробежного и поршневого насосов и обеспечивает плавную непрерывную без пульсаций подачу жидкости с постоянным высоким КПД при широком диапазоне изменения давления. 2. Особенности способов бурения нефтяных и газовых скважин. Структура и назначение ГТН. Бурение – разрушение горных пород в земной коре под действием нагрузки буровым инструментом при помощи которого горная порода разрушается и образуется скважина. По способу бурение делится на: Механическое Термическое Физико-химическое Электрическое Наибольшее распространение получило механическое бурение. Особенность этого бурения заключается в том, что горная порода разрушается под действием нагрузки и крутящего момента. Различают 2 вида механического бурения: Роторный Турбинный. Особенность роторного бурения состоит в том, что ротор вращает бурильную колонну с долотом. При турбинном способе бурения долото привинчено к валу турбобура а бурильная колонна к корпусу турбобура. При механическом бурении разрушение породы происходит по кольцевому пространству. Геолого-технический наряд (ГТН) – это оперативный план работы буровой бригады. Его составляют на основе технического проекта. Наряд на производство буровых работ состоит из двух частей. В первой части указывают номер и глубину скважины, проектный горизонт, назначение ее и способ бурения, характеристики конструкции скважины, бурового оборудования и бурильной колонны, сроки начала и окончания работ по нормам, затраты времени на бурение и крепление отдельных интервалов и скважины в целом по нормам, плановую и нормативную скорости бурения, а также сумму заработной платы бригады. Вторую, основную часть наряда составляет нормативная карта. Эта карта позволяет определить нормативную продолжительность работ от начала бурения до перфорации эксплуатационной колонны. Для составления карты используют материалы ГТН и отраслевые или утвержденные для данной площади нормы времени на выполнение всех видов работ. Для разработки нормативной карты скважину разбивают на несколько нормативных пачек. В карте перечисляют последовательно все виды работ, которые должны быть выполнены при бурении каждой пачки. Указывают затраты времени на каждый вид работ по нормам и рассчитывают затраты времени на бурение и крепление каждого участка и в целом скважины. Инструктивно-технологическая карта предназначена для распространения передового опыта работы, накопленного в районе. Она состоит из трех частей: режимнотехнологической, инструктивной и оперативного графика строительства. Карту составляют на основе анализа работы буровых бригад и вахт, которые добились наиболее высоких показателей при бурении скважин на данной площади или при выполнении отдельных видов работ (например, по спуску и подъему бурильных колонн и т.п.). В режимно-технологической части помещают рекомендации о типоразмерах долот, забойных двигателей, параметрах режима бурения и свойствах промывочных жидкостей, при использовании которых могут быть достигнуты наиболее высокие показатели бурения. В инструктивной части освещают новые или более совершенные способы выполнения отдельных, прежде всего, наиболее трудоемких видов работ, приводят рекомендации о более рациональной организации производственного процесса с учетом особенностей конкретного участка площади. 3. Основные причины несчастных случаев при капитальном ремонте скважин. Основными причинами несчастных случаев при подземном ремонте скважин являются неисправность применяемого оборудования и инструмента, применение неправильных и опасных приемов работы, недостаточная подготовка рабочего места или неудовлетворительное содержание его в процессе работы, недостаточное освещение, неудовлетворительная постановка обучения и инструктажа рабочих, неиспользование защитных средств и приспособлений по технике безопасности. 4. Центробежные, осевые, вихревые, поршневые, плунжерные насосы. 1. ЦЕНТРОБЕЖНЫЕ НАСОСЫ. Центробежный насос — насос, в котором движение жидкости и необходимый напор создаются за счёт центробежной силы, возникающей при воздействии лопастей рабочего колеса на жидкость. Центробежные насосы классифицируют по: Количеству ступеней (колёс); одноступенчатые насосы могут быть с консольным расположением вала — консольные; По расположению оси колёс в пространстве (горизонтальный, вертикальный) Давлению (низкого давления — до 0,2 МПа, среднего — от 0,2 до 0,6 МПа, высокого давления — более 0,6 МПа); Способу подвода жидкости к рабочему колесу (с односторонним или двухсторонним входом — двойного всасывания); Способу разъёма корпуса (с горизонтальным или вертикальным разъёмом); Способу отвода жидкости из рабочего колеса в спиральный канал корпуса (спиральный и турбинный). В спиральных насосах жидкость отводится сразу в спиральный канал; в турбинных жидкость сначала проходит через специальное устройство — направляющий аппарат (неподвижное колесо с лопатками); Коэффициенту быстроходности ns (тихоходные, нормальные, быстроходные); Роду перекачиваемой жидкости (водопроводные, канализационные, химические, щелочные, нефтяные, землесосные и т. д.); Способу соединения с двигателем: приводные (с редуктором или со шкивом) или соединения с электродвигателем с помощью муфт. КПД насоса зависит от коэффициента быстроходности ns, режима работы, конструктивного исполнения. При оптимальном режиме работы КПД крупных насосов может достигать 0,92, а малых около 0,6-0,75. Насосная установка из центробежных насосов Шкаф управления (1 шт) Фирменная табличка (1 шт) Всасывающий патрубок из нержавеющей стали (1 ШТ) Запорный клапан (2 шт для каждого насоса) Рама-основание из нержавеющей cтали (1 шт) Обратный клапан (1 шт для каждого насоса) Напорный патрубок из нержавеющей стали (1 шт) Датчик давления/манометр (1 шт) Насос (от 2 до 6 шт) 2.ОСЕВЫЕ НАСОСЫ. Осевой насос — насос, в котором движение жидкости и приращение напора происходит за счет преобразования кинетической энергии. Принцип действия: Работа осевых насосов основана на силовом взаимодействии лопасти с обтекающим ее потоком. В осевых насосах поток жидкости параллелен оси вращения лопастного колеса. Осевой насос состоит из корпуса и свободно вращающегося в нем лопастного колеса. При вращении колеса в потоке жидкости возникает разность давлений по обе стороны каждой лопасти и, следовательно, силовое взаимодействие потока с лопастным колесом. Силы давления лопастей на поток создают вынужденное вращательное и поступательное движение жидкости, увеличивая ее давление и скорость, то есть механическую энергию. Удельное приращение энергии потока жидкости в лопастном колесе зависит от сочетания скоростей протекания потока, скорости вращения колеса, его размеров и формы, то есть от сочетания конструкции, размеров, числа оборотов и подачи насоса. 3.ВИХРЕВЫЕ НАСОСЫ. Вихревые насосы предназначены для перекачивания воды, нейтральных, горючих, токсичных, легковоспламеняющихся и взрыво-опасных, а также и химически активных жидкостей температурой от 233 К до 358 К (от -40 до +85° С), с содержанием твердых включений не более 0,01 % по массе, размером до 0,05 мм. Применяются в системах водоснабжения, химической и нефтеперерабатывающей промышленности. Различные конструктивные исполнения: ВК - вихревой консольный; ВКО - вихревой консольный обогреваемый (для перекачивания легко застывающих жидкостей); ВКС - вихревой консольный самовсасывающий (с воздушным колпаком). 4.ПОРШНЕВЫЕ НАСОСЫ. Поршневой насос (плунжерный насос) — один из видов объёмных гидромашин, в котором вытеснителями являются один или несколько поршней (плунжеров), совершающих возвратно-поступательное движение. Принцип работы Принцип работы поршневого насоса (рис. 1) заключается в следующем. При движении поршня вправо в рабочей камере насоса создаётся разрежение, нижний клапан открыт, а верхний клапан закрыт, — происходит всасывание жидкости. При движении в обратном направлении в рабочей камере создаётся избыточное давление, и уже открыт верхний клапан, а нижний закрыт, — происходит нагнетание жидкости. Одной из разновидностей поршневого насоса является диафрагменный насос. Борьба с пульсацией Одним из недостатков поршневых насосов, как и других объёмных насосов, являются пульсации подачи и давления. Пульсации можно уменьшить, расположив несколько поршней в ряд и соединив их с одним валом таким образом, чтобы циклы их работы были сдвинуты друг относительно друга по фазе на равные углы. Другим способом борьбы с пульсацией является использование дифференциальной схемы включения насоса, при которой нагнетание жидкости осуществляется не только во время прямого хода поршня, но и во время обратного хода. Также широко применяют насосы двустороннего действия, у которых как поршневая, так и штоковая полость имеют (в отличие от дифференциальной схемы включения) свою клапанную систему распределения. У таких насосов коэффициент пульсаций ниже, а КПД выше, чем у насосов одностороннего действия. Для борьбы с пульсацией также применяют гидроаккумуляторы, которые в момент наибольшего давления запасают энергию, а в момент спада давления отдают её. Применение Поршневые насосы используются с глубокой древности. Известно их применение для целей водоснабжения со II века до нашей эры. В настоящее время поршневые насосы используются в системах водоснабжения, в пищевой и химической промышленности, в быту. Диафрагменные насосы используются, например, в системах подачи топлива в двигателях внутреннего сгорания. 5.ПЛУНЖЕРНЫЕ НАСОСЫ. Штанговый насос предназначен для добычи нефти и представляет собой плунжерный насос, специальной конструкции приспособленный для работы в скважинах на больших глубинах. Данные насосы по конструкции и способу спуска разделяются на: Вставные Не вставные Не Вставной насос состоит из 3 узлов: цилиндра, плунжера и замковой опорой. Цилиндр насоса на нижнем конце имеет наглухо закрепленный всасывающий клапан, а на верхнем конце напорный клапан который служит опорой насоса. Поверх опорного кожуха на цилиндр монтируется направляющий ниппель штока плунжера. Плунжер подвешивается к колонне штанг при помощи штока. С целью уменьшения объема вредного пространства нагнетательный клапан установлен на нижнем конце плунжера. Насос в скважине устанавливается на замковую опору предварительно спущенную на НКТ. Не вставные насосы подразделяются на 2 типа: 1. Насосы двух клапанные одностороннего действия с верхним нагнетательным и нижнем всасывающим клапанами (НСН-1). 2. Насосы 3-х клапанные. В них присутствует дополнительный нагнетательный клапан на нижнем конце плунжера (НСН-2). Вставные насосы характерны тем, что основные узлы спускаются в скважину раздельно: цилиндр на НКТ а плунжер с клапанами на штангах. Вставной насос спускают в собранном виде на штангах и закрепляют при помощи специального замкого приспособления, которое спускают в скважину на НКТ на заданную глубину. Таким образом смена вставного насоса требует значительно меньше времени чем не вставного кроме того меньше изнашиваются НКТ так как нет необходимости их спуска и подъема. Насосы типа НСВ-1 сконструированы таким образом, что их можно устанавливать на одних и тех же замковых опорах и спускать насосные трубы одинакового диаметра. Насосы типа НСВ-2 предназначены для эксплуатации скважин глубиной подвески насоса от 2500 до 3500 м. Эти насос в отличии о НСВ-1 имеют замковую опору в нижней части, что позволяет разгрузить кожух от растягивающих усилий при ходе плунжера вниз. Эти насосы предназначены для откачки высоковязких жидкостей. 5. методы увеличения производительности скважин. Методы ↑ производительности скважин: ГРП - создание искусственных гориз-ых и верт-ых трещин в пласте с помощью закачки жид-ти под выс. давл-ем. ГРП позволяет увеличить производ-сть скважин в 2, 3 раза Термокислотная обр-ка скв-н: на забой скв-н закачивается вещ-о (магний), к-ое дает в реакции с кислотой высокую температуру и большое кол-во газа, скв-на оставляется на реакцию на сутки очищаются поровые каналы прод. пласта, увел-ся производительность скв-н. Термообр-ка скв-н: обр-ка с помощью передвижных поровых установок (ППУ). Создается давление и скважина прокачивается. Очищает запарафинированные части скв-ны, падает давление на устье скв-ны. Термогазохимическаяобр-ка скв-н: в скв-ну НКТ закачиваются дымные пороха, кые поджигается – большое кол-во газа и высокая температура. Газ проникает в поровую часть пласта, уменьшая вязкость нефти – в 2, 3 раза повышается производ-ть пласта. Термохимическая обработка скважин: сначала закачивается одно вещ-во, потом другое, вступая в реакции друг с другом, обр-ся большое кол-во тепла и газов, увел-ся производительность скв-н. Применение мощных вибраторов: засчет вибрации колонны прочищаются поровые каналы, увеличивается прон-ть. Применение мощных ядерных взрывов: мощность взрыва рассчит-ся в завис-ти от глубины. В эпицентре взрыва выделяется много газов, создается выс.температура и на расстоянии 20-30м. от взрыва происходит очищение ПЗП. 6.оценка и анализ рисков инвестиционных проектов в нефтегазовой промышленности. Риск определяется как опасность, возможность убытка или ущерба. Следовательно, риск относится к возможности наступления какого – либо неблагоприятного события. Под риском принято понимать вероятность возможных потерь части ресурсов, недополучения доходов, появления дополнительных расходов по сравнению с вариантом, предусмотренным проектом, или дисперсию вокруг предполагаемого результата. Средой риска в этом случае является ситуация, когда известны возможные исходы осуществления проекта и вероятности их появления. Среда неопределенности соответствует такой ситуации, когда известны только возможные исходы реализации проекта и неизвестны вероятности этих исходов. Все риски, которые могут возникать при реализации того или иного проекта, можно подразделить на несколько видов: - политический; - социальный; - экономический; - экологический; - юридический. Классификация рисков по видам используется при анализе предпринимательского климата в стране, инвестиционного рейтинга отдельных регионов и решения иных задач. Политический риск представляет собой угрозу извне, степень влияния оппозиции, отношение региональных органов власти к политике правительства, к иностранным инвестициям, степень вмешательства государства в экономику, возможность национализации без полной компенсации, введение запретов на импорт. Социальный риск характеризуется уровнем безработицы, возможностью забастовок, выражением недоверия со стороны работников органам власти на местах, администрации предприятия. В ряде случаев эти виды рисков объединяют и определяют социальнополитический риск. Для оценки социально-политического, а также и иных видов риска, часто используется метод экспертных оценок, заключающийся в том, что каждому показателю, характеризующему определенный вид риска, присваивается некоторое количество баллов. При этом каждый из показателей в системе оценки имеет свой вес, соответствующий его значимости. Затем полученные в процессе экспертизы баллы суммируются по всем показателям с учетом весовых коэффициентов и образуется обобщенная оценка данного вида риска по региону или стране: Rij-обобщенная оценка - оценка риска j-го вида; bij - весовой коэффициент i-го показателя риска j-го вида; rij-значение i-го показателя риска j-го вида; i=1,2,…n. Экономический риск, в свою очередь, можно подразделить на производственный, связанный с возможностью невыполнения предприятием своих обязательств по контракту с заказчиком; финансовый (кредитный), связанный колебаниями курсов валют и процентных ставок; инвестиционный, связанный с возможностью обесценивания инвестиционного портфеля, состоящего как из собственных, так и приобретенных ценных бумаг; коммерческий риск, отражающий не надежность будущих доходов за счет уменьшения объемов продаж, роста цен на потребляемые ресурсы и прочих факторов. Экологический риск связан с возможным возникновением стихийных бедствий (землетрясений, наводнений), пожаров, аварий. Юридический риск вызывается неблагоприятными для участников проекта изменениями в законодательстве (введение нового налога, повышение ставок по действующим налогом, отмена налоговых льгот). По стадиям проявления риск можно классифицировать как предоперационный и операционный. Анализ по стадиям осуществления проекта позволяет финансирующей организации выявить риск, присущий конкретному проекту, и предусмотреть меры по его снижению. Изучение предоперационного риска включает в себя: анализ устава предприятия, реализующего проект, для определения цели организации и распределения обязанностей между учредителями и директорами; анализ возможностей прав распоряжаться, арендовать, использовать помещения, землю, оборудование, природные ресурсы; проверку защищенности авторских прав, документов, подтверждающих экологическую чистоту производства, пожарную безопасность контрактов на строительство производственных объектов, поставку энергии, воды, на транспортное обслуживание и на оценку укомплектованности предприятия квалифицированной рабочей силой; оценку имеющихся у предприятия финансовых ресурсов. При исследовании операционного риска оценивают возможность падения объемов продаж (производства) до точки безубыточности; стабильность системы налогообложения, обменного курса валют; ритмичность материально-технического обеспечения производства; возможность неблагоприятных для предприятия действий компаньонов или правительственных органов, уровень гарантий по кредитам и т. д. 7. Назначение и общее устройство нефтебаз. Устройство и технические характеристики оборудования для зачистки резервуаров. Основное назначение нефтебаз: 1. обеспечение бесперебойного снабжения нефтепродуктами в необходимом количестве и ассортименте; 2. сохранение качества нефтепродуктов и сокращение до минимума их потерь при приеме, хранении и отпуске. Нефтебаза - это комплекс зданий, сооружений и устройств для приёма, хранения, перегрузки с одного вида транспорта на другой и отпуска нефти и нефтепродуктов. Различают перевалочные, призаводские и распределительные нефтебазы. Перевалочные нефтебазы предназначены для перегрузки с одного вида транспорта на другой или на тот же вид транспорта: из морских танкеров и барж в речные, из ж.-д. маршрутов в отдельные цистерны и т.п. Призаводские нефтебазы бывают сырьевые (приём, хранение сырья, подлежащего переработке, подготовка его к переработке) и товарные (приём нефтепродуктов с установок, хранение нефтепродуктов и отгрузка). Как правило, сырьевые и товарные нефтебазы объединяются в одно хозяйство, располагаемое на территории, общей с заводом, или в непосредственной близости от него. Распределительные нефтебазы снабжают непосредственно предприятия, а также отпускают нефтепродукты в мелкой таре. Формально они делятся на областные, районные, железнодорожные, водно-железнодорожные, водные, трубопроводные и глубинные. Нефтебазы этого типа имеют ограниченный район действия, ёмкость резервуарного парка их сравнительно небольшая. Многие нефтебазы одновременно выполняют смешанные функции — перевалочных, заводских и распределительных. Для объектов хранения и перевалки нефтепродуктов можно сформулировать список выполняемых проектных работ: 1) Проектирование перевалочных и распределительных нефтебаз (нефтехранилищ); 2) Проектирование товарно-сырьевых парков промышленных предприятий (призаводских нефтебаз); 3) Проектирование морских перевалочных нефтебаз, нефтяных терминалов; 4) Разработка проектов расходных складов нефтепродуктов небольшой мощности; 5) Проектирование нестандартных баз хранения ГСМ, например с подземными резервуарами (для гражданских и военных стратегических объектов и северных территорий); 6) Разработка документации на замену и модернизацию технологического оборудования действующих нефтебаз; 7) Разработка проектной документации на реконструкцию и расширение резервуарных парков действующих нефтебаз; 8) Приведение систем пожарной и промышленной безопасности нефтебаз к современным стандартам и требованиям НТД; 9) Проектирование отдельных систем и объектов: сливо-наливных эстакад, резервуарных парков, систем противопожарной защиты, систем автоматики и автоматизации; 10) Восстановление утраченной проектной документации на старые нефтебазы. 8. Борьба с осложнениями при добыче нефти. Из всех возможных осложнений, которые могут возникнуть при добыче нефти, особо выделяются три: отказ оборудования, проблемы со скважиной и утилизация соленой воды. Иногда эти проблемы могут потребовать капитального ремонта скважины. Рассмотрим эти типичные сбои в добыче более подробно. Отказ оборудования — пожалуй, наиболее часто встречающийся вид осложнений при добыче. Например, в насосной скважине может обломиться штанга, что потребует доставки к скважине специального оборудования, которое называется сервисной или подъемной установкой, чтобы вытащить штангу из скважины и снова начать добычу из нее. Другая типичная проблема при добыче — отказ глубинного насоса, вызванный чаще всего физическим износом одной или нескольких подвижных деталей насоса. Если это случается, подъемная установка может быстро вытащить насос, присоединенный к штангам, и произвести необходимый ремонт. Проблемы в скважине Пескообразование, повреждение пласта, отложения парафинов, эмульгирование нефти в воде и коррозия — типичные проблемы в скважине. Пескообразование В скважины, ведущие добычу в рыхлых песчаниках, вместе с нефтью обычно поступает некоторое количество песка. Несмотря на то что часть этого песка выносится на поверхность, большая его часть накапливается на дне скважины. Продолжающееся накопление песка в скважине рано или поздно сократит скорость добычи нефти и может полностью остановить производство. Если возникает такая проблема, известная под названием пескообразование, вызывают подъемную установку, оборудованную песочным насосом. Песочный насос — это специальная желонка для удаления песка из скважины. Если пескообразование скважины продолжается, могут потребоваться профилактические мероприятия. Одним из наиболее часто применяемых методов борьбы с пескообразованием является устройство гравийных фильтров. Повреждение пласта Это типичное затруднение наблюдается, если с пластом, окружающим скважину, происходит что-то, снижающее добычу нефти. Например, избыточное нарастание обводнения в окрестностях скважины затормаживает ток нефти. Глинистая пробка — накопление бурового раствора вокруг скважины в продуктивном интервале, также может снизить скорость тока нефти. Скважины с таким типом повреждений обрабатывают кислотами, реагентами для смывки глины, смачивающими реагентами и/или другими специальными химикатами. Эти материалы закачиваются в пласт и через какое-то время выкачиваются на поверхность. Это высококвалифицированные операции, требующие специальных насосных грузовиков и оборудования. Их обычно выполняют компании по обслуживанию скважин, специализирующиеся на этом виде работ. Парафин Отложение парафина в насосно-компрессорной колонне и наземных выкидных трубопроводах — это проблема, возникающая в тех районах, где добывается особый вид сырой нефти, называемый парафинистая сырая нефть. Парафин, являющийся на самом деле частью этой сырой нефти, осаждается в твердом виде в результате снижения температуры. Таким образом, накопление парафина редко вызывает затруднения на дне скважины, но становится острой проблемой вблизи поверхности, где температура ниже. Для борьбы с отложением парафина существуют различные методы. В поверхностных выкидных трубопроводах может оказаться достаточным периодически пропускать через трубы скребки для удаления накопившегося парафина. В насосно-компрессорных колоннах скребки можно установить на насосных штангах, возвратно-поступательное движение которых будет приводить в действие скребки и таким образом предохранять насосно-компрессорную колонну от избыточного накопления парафина. Еще один способ удаления парафина — периодическая циркуляция горячей нефти по наземным трубопроводам и насосно-компрессорной колонне — обычно выполняется сервисной компанией, так как это еще одна служебная операция, проводимая только время от времени. Можно также закачать растворитель парафина в кольцевой зазор между обсадной и насосно-компрессорной колоннами. Эмульсии нефти в воде Образование эмульсий из нефти и воды — четвертая типичная проблема. В определенных условиях нефть и вода образуют эмульсию, не разделяющуюся на поверхности без специальной обработки. Это также является проблемой, поскольку разрушение эмульсий стоит очень дорого. Методы деэмульгирования включают тепловую и химическую обработку, а также различные комбинации химической обработки. Так как химический состав сырой нефти меняется на разных месторождениях, различается также и природа химикатов, используемых для разрушения эмульсий. Коррозия. Коррозия — одна из наиболее дорогостоящих проблем, поражающих нефтяную скважину. Соленая вода, извлекаемая вместе с нефтью, обладает высокой коррозионной агрессивностью, и большая часть нефтей содержит различные количества сероводорода, который тоже вызывает коррозию. Антикоррозионные меры — введение химических ингибиторов коррозии в кольцевой зазор между обсадной и насосно-компрессорной колоннами, а также использование специальных сплавов и труб с цементным покрытием. Каждый из этих методов имеет явные достоинства и недостатки. Часто стоимость замедления коррозии столь высока, что расходы себя не оправдывают; тогда никаких антикоррозионных мер не предпринимают, а заменяют оборудование по окончании его срока службы. Утилизация соленой воды Утилизация соленой воды, извлекаемой вместе с нефтью, может быть очень дорогостоящей. Соленую воду нельзя спускать в наземные реки и водоемы, потому что это губительно для растений и животных. Наиболее обычный способ утилизации соленой воды — закачка в скважины, специально пробуренные для этой цели. Соленую воду нельзя закачивать в пресноводные пласты, а там, где она закачивается, следует предпринимать меры против накопления избытка посторонних материалов, которые могли бы закупорить пласт. Обычно практикуется периодический запуск обратного тока соленой воды в скважинах для удаления части посторонних материалов, которые накапливаются на поверхности пласта в призабойной части скважины. 9. Дать определение-себестоимость, прибыль, рентабельность нефтегазового производства. Себестоимость – это стоимостная оценка используемых в производстве природных ресурсов, сырья, топлива, энергий, основных фондов и трудовых ресурсов, полная себестоимость равна производству себестоимости плюс коммерческий расход по сбыту продукций. Прибыль – это сопоставление выручки с затратами на производство и реализацию , т.е . прибыль равна выручка минус себестоимость, если выручка превышает себестоимость предприятие получает прибыль , если выручка равна себестоимости то прибыли нет , если затраты больше выручки то предприятие убыточное. Прибыль полученная в результате аренды, депозитов , вкладов называется балансовой прибылью, она формируется от реализаций продукций и продукций для доппроизводств. Рентабельность - определяется от реализаций продукций полной себестоимости. прибыль предприятия зависит от объема реализаций , от средней величины активов себестоимости, скорости оборота активов и от доли чистой прибыли в выручке. 10.Особенности способов бурения нефтяных и газовых скважин.Структура и назначение ГТН. Бурение – разрушение горных пород в земной коре под действием нагрузки буровым инструментом при помощи которого горная порода разрушается и образуется скважина. По способу бурение делится на:роторный и турбинный Наибольшее распространение получило механическое бурение. Особенность этого бурения заключается в том, что горная порода разрушается под действием нагрузки и крутящего момента. Различают 2 вида механического бурения: - Роторный - Турбинный. Особенность роторного бурения состоит в том, что ротор вращает бурильную колонну с долотом. При турбинном способе бурения долото вращается турбобуром(забоиным двигателем) но бурильная колонна уже на вращается. При механическом бурении разрушение породы происходит по кольцевому пространству. Структура и назначение ГТН. Геолого-технический наряд (ГТН) – это оперативный план работы буровой бригады. Его составляют на основе технического проекта. Наряд на производство буровых работ состоит из двух частей. В первой части указывают номер и глубину скважины, проектный горизонт, назначение ее и способ бурения, характеристики конструкции скважины, бурового оборудования и бурильной колонны, сроки начала и окончания работ по нормам, затраты времени на бурение и крепление отдельных интервалов и скважины в целом по нормам, плановую и нормативную скорости бурения, а также сумму заработной платы бригады. Вторую, основную часть наряда составляет нормативная карта. Эта карта позволяет определить нормативную продолжительность работ от начала бурения до перфорации эксплуатационной колонны. Для составления карты используют материалы ГТН и отраслевые или утвержденные для данной площади нормы времени на выполнение всех видов работ. Для разработки нормативной карты скважину разбивают на несколько нормативных пачек. В карте перечисляют последовательно все виды работ, которые должны быть выполнены при бурении каждой пачки. Указывают затраты времени на каждый вид работ по нормам и рассчитывают затраты времени на бурение и крепление каждого участка и в целом скважины. Инструктивно-технологическая карта предназначена для распространения передового опыта работы, накопленного в районе. Она состоит из трех частей: режимнотехнологической, инструктивной и оперативного графика строительства. Карту составляют на основе анализа работы буровых бригад и вахт, которые добились наиболее высоких показателей при бурении скважин на данной площади или при выполнении отдельных видов работ (например, по спуску и подъему бурильных колонн и т.п.). В режимно-технологической части помещают рекомендации о типоразмерах долот, забойных двигателей, параметрах режима бурения и свойствах промывочных жидкостей, при использовании которых могут быть достигнуты наиболее высокие показатели бурения. В инструктивной части освещают новые или более совершенные способы выполнения отдельных, прежде всего, наиболее трудоемких видов работ, приводят рекомендации о более рациональной организации производственного процесса с учетом особенностей конкретного участкаплощади. 11.Назначение, классификация нефтебаз и основные операций с нефтепродуктами. Нефтебаза представляет собой комплекс сооружений и установок для приема, хранения и отгрузки нефтепродуктов и нефтей. По значимости, проводимые на нефтебазе операции, делятся на основные и вспомогательные. К основным операциям на нефтебазе относятся: - прием нефтепродуктов, доставляемых на нефтебазу в железнодорожных вагонах, нефтеналивных судах, по магистральным нефтепроводам, автомобильным и воздушным транспортом и в мелкой таре (контейнерах, бочках); - хранение нефтепродуктов в резервуарах и в тарных хранилищах; - отгрузка больших партий нефтепродуктов и нефтей по железной дороге, водным и трубопроводным транспортом; реализация малых количеств нефтепродуктов через автозаправочные станции, разливочные и тарные склады; - затаривание нефтепродуктов в мелкую тару; - регенерация масел; - компаундирование (смешение) нефтепродуктов. К вспомогательным операциям на нефтебазе относятся: - очистка и обезвоживание нефтепродуктов; - изготовление и ремонт нефтяной тары; - производство некоторых видов консистентных смазок и охлаждающих жидкостей; - ремонт технологического оборудования, зданий и сооружений; - эксплуатация энергетических установок и транспортных средств. Объемы основных и вспомогательных операций, проводимые на нефтебазе, зависят от категории нефтебазы и программы их производственной деятельности. Для строительства, оснащения и эксплуатации нефтебаз предлагается широкий спектр оборудования для хранения, перекачки, верхнего и нижнего налива и слива нефтепродуктов: от портативных переносных установок и узлов до эстакадных измерительных комплексов. В нашем ассортименте имеется все оборудование для работы на нефтебазах не только со светлыми нефтепродуктами, такими как бензин, керосин, дизтопливо, но также и с "темными" нефтепродуктами: маслами, мазутом и битумом. 12.Порядок обучения, аттестация персонала обслуживающего АЗС. Общие положения и требования к взрывопожаробезопастности оборудования заправочных станций. Все предприятия, относящиеся к НГК относят к опасным предприятиям, то весь персонал должен пройти спец. обучение. Сначала должно пройти стажировку, потом сдать экзамен и только потом приступать к работе. Порядок обучения персонала обслуживающего АЗС: Обучение персонала АЗС проводится в организациях или учебных заведениях имеющих лицензию на образовательный процесс по конкретному виду деятельности. Как правило курс обучения ориентирован от 4 до 6 месяцев и может быть как очной так и заочной формы обучения. А так же существуют специализированные колледжи где ведется подготовка обслуживающего персонала АЗС в ранге младших руководителей рабочем персоналом либо процессами на АЗС.(оператор или мастер по ремонту и оборудованию АЗС).Минимум среднее спец.образование и группа электробезопасности. Подготовка персонала АЗС(обучение) ведется в соответствии со штатным расписанием. На АЗС имеется директор(высшее образование по профилю), зам.директора(главный инженер) (высшее техническое). Начальник административного отдела(среднее специальное), мастер по оборудованию(средне специальное по установленной программе), слесарь по оборудованию( средне специальное по установленной программе) оператор АЗС (среднее образование по установленной программе), мойщики и уборщики. Аттестация персонала АЗС. Аттестация это одна из форм определения уровня проф.подготовки и в соответствие с занимаемой должности. Аттестация имеет гос.значимость, законодательное подтверждение. Фед.законы об основах Гос.службы РФ. Указ президента РФ номер 361 от 1992 года. Постановление правительства РФ(об утверждение положения о проведении аттестации руководителей и специалистов структурных подразделений центральных органов исполнительной власти . Номер 700 от 1993 года). Аттестация – это оценка каждого сотрудника отдельно Задачи аттестации: 1)определение профессиональных и личностных качеств 2)Определение соответствия каждого аттестуемого занимаемой должности и перспективного роста. 3)Выработка направления работы с кадрами по повышению их профессионального мастерства служебной и личной дисциплины по соблюдению законности. Аттестация работников АЗС производится в области промышленной безопасности. Включает в себя комплексную оценку знаний опасного производства объекта , требований промышленной безопасности относящихся к их основной деятельности и полномочиям и регламентирован следующим документом(положением о порядке подготовки и аттестации работников организации эксплуатирующих опасные объекты подконтрольные ростехнадзору россии.) Аттестация проводится не позднее 1 месяца: 1)При перерыве в работе более 1 года 2) Прие переходе с 1 предприятия на другое 3) при переводе на другую работу, но отличающихся от предыдущих условий и характера требования нормативных документов. Внеочередные проверки знаний не заменяют аттестацию и могут проводится по решению руководства,а также по требованию органов ростехнадзора России. Аттестация проводится в форме экзамена по билетам. Лица не прошедшие аттестацию должны в течение месяца пройти аттестацию. Ответственность за своевременное проведение аттестации ведет руководитель организации. Проверка знанию(аттестация) проводится не реже чем 1 раз в год согласно правилам работы с персоналом в организациях нефтепродуктообеспечения РФ. Внеочередные проверки не зависимо от срока проводятся: 1)При введении в действие новых или переработки норм и правил. 2)При установки нового оборудования 3)При назначение или переводе на другую работу. 4)При нарушении работниками нормативных актов по охране труда. 5)По требованию Ростехнадзора и Федеральной инспекции труда. 6)По заключению комиссии расследующей несчастные случаи с людьми или нарушение в работе объекта 7)При перерыве в данной должности более 6 месяцев но не позднее 1 года. 13.Назначение, классификация нефтебаз и основные операций с нефтепродуктами. 14.Осадочные породы и их представители. Категория горных пород по буримости. Физико-механические свойства горных пород. Осадочные горные породы (ОГП) — горные породы, существующие в термодинамических условиях, характерных для поверхностной части земной коры, и образующиеся в результате переотложения продуктов выветривания и разрушения различных горных пород, химического и механического выпадения осадка из воды, жизнедеятельности организмов или всех трёх процессов одновременно. Физические свойства горных пород-коллекторов нефти и газа Скопление нефти и газа наблюдается лишь в осадочных породах, которые образуются путем осаждения вещества в воде, а также из воздуха. Осаждение может быть механического, химического и биогенного типов. Поэтому осадочные породы могут быть обломочными (галечники, гравий, песчаники, глины, аргиллиты), хемогенными (каменная соль, ангидрит, гипс, доломиты) и биогенными (известняки-ракушечники, мел, уголь, сланцы). Поверхность земли более чем на 3/4 состоит из осадочных пород. Наиболее распространенными коллекторами нефти и газа являются песчаники, глины и алевролиты. Песчаник - обломочная осадочная горная порода из сцементированного песка. Он состоит в основном из зерен кварца, часто с примесью полевого шпата. Обычный диапазон размеров зерен песчаника 0,1-2 мм. Глины кроме обломочного материала (мельчайших зерен кварца, слюидов, шпатов) содержат глинистые материалы химического разложения магматических пород и откладываются в водной среде. Обычно частицы глины размером менее 0,01 мм. Алевролиты - осадочные породы в виде мелких обломков (0,01-0,1 мм), сцементированные в плотные горные породы. Хемогенные породы состоят из минералов того же названия. Биогенные породы образуются путем накопления органических остатков животных и растений, а также продуктов их жизнедеятельности. Осадочная толща земной коры состоит из различных слоев горных пород (пластов). Пласт - геологическое тело относительно однородного состава. Поверхность, ограничивающая пласт снизу, называется подошвой, поверхность, ограничивающая его сверху, - кровлей. Толщина пласта обычно во много раз меньше его протяженности. В основном преобладают горизонтальные слои. В результате тектонических давлений (сдвигов) земной коры они могут быть наклонены, смяты в складки и разорваны. При этом образуются различные структурные формы (структуры). Складка слоев горных пород, обращенная вверх, называется антиклиналью. Типичным случаем расположения нефти и газа является антиклиналь, где в верхней части пласта располагается свободный газ (газовая шапка), внизу вода, а между ними нефть. Поверхность, разделяющая нефть и воду или нефть и газ, называется соответственно водонефтяным или газонефтяным контактом (ВНК или ГНК). Совокупность физико-механических свойств горных пород определяет их буримость, т. е. способность горных пород сопротивляться проникновению в них породоразрушающего инструмента. Буримость горной породы характеризуется механической скоростью бурения - значением углубления скважины за единицу времени. Буримость горных пород изменяется по мере развития технических средств и технологии бурения. Она зависит от физико-механических свойств пород, способа бурения скважин, конструкции и качества породоразрушающего инструмента, диаметра, глубины и направления скважины, технологических параметров режима бурения, состояния технических средств, квалификации рабочих и уровня организации труда. классификация горных пород по буримости Категория IV Характерные породы Глина тяжелая жирная Суглинок с примесью щебня, гравия и гальки Угли весьма мягкие V Алевролиты глинистые Аргиллиты слабые Мергель глинистый Угли мягкие VI Доломиты, загронутые выветриванием Меловые породы мягкие Сланцы углистые Угли средней крепости VII Алевролиты плотные Доломиты неизмененные Известняки кие Сланцы сильно выветрелые Угли выше средней крепости VIII Антрациты Железные руды мягкие Сланцы Туфы выветрелые IX Алевролиты песчано-глинистые Совершенно выветрелые граниты, гранодиориты Выветрелые песчаники, известняки Апатитовая руда Сильно выветрелые граниты, дуниты Змеевики, перидотиты Сланцы кристаллические X XI мяг- Алевролиты с включениями кварца Гнейсы разрушенные Известняки крупнозернистые, мраморизованные, доломитизированные Сланцы Колчеданные и марганцевые руды XII XIII Апатито-нефелиновая руда Ангидриты Бокситы плотные Выветрелые габбро, гнейсы, граниты, диабазы Доломиты плотные Медно-колчеданные руды Фосфориты пластовые Слабовыветрелые граниты, диабазы Кварциты крупнозернистые, выветрелые Железные руды магнетитовые крупнозернистые Руды сульфидные XIV Андезиты среднезернистые выветрелые Габбро измененные Крупнозернистые гнейсы, граниты, гранодиориты Известняки тонкозернистые, баритизированные и доломитизированные, очень плотные Сланцы окварцованные XV Среднезернистые граниты, гранодиориты, диабазы Доломиты окварцованьые Мраморы Кварц жильный, трещиноватый Руды полиметаллические мелкозернистые Среднезернистые габбро, гнейсы, дуниты, перидотиты, порфириты Известняки сильно окварцованные Базальты среднезернистые Мелкозернистые габбро, граниты, гранодиориты, диабазы Известняки и песчаники кремнистые Яшмы плотные Андезиты плотные Менкозернистые базальты, диориты, скарны Гнейсы бкотитовые, биотит-гранатовые и пироксеновые, окварцованные Роговики железистые Титано-магнетитовые руды мелкозернистые Яшмы весьма плотные XVI XVII XVIII 15.Характеристика понятий Сервис и сервисное обслуживание Сервис - это система обеспечения, позволяющая покупателю (потребителю) выбрать для себя оптимальный вариант приобретения и потребления технически сложного изделия, а также экономически выгодно эксплуатировать его в течение разумно обусловленного срока, диктуемого интересами потребителя. Сервис в НГК заключается в осуществлении организационного и инженерного сопровождения строительства скважин, а так же предоставления услуг по наклоннонаправленному бурению, цементированию скважин и прочим технологическим сервисам. К сервисному обслуживанию в НГК относится: 1.Разработка проектных решений по запросу заказчика (разведка,обустройство месторождения,подготовка нефти (газа) к траснпотрировке(очистка и т.д.),транспортировка,организация хранения и перевалки,переработка). Это касается как новых,так и реконструируемых объектов). 2.Поставка запчастей для оборудования. 3.Организация ремонтов и постгарантийного обсуживания. 4.Разработка систем управления (комплексами и сетями)-в принципе,это входит в пункт 1.,но это идеологически(или технологически) вершина управления всеми потоками. 16.Подьёмные агрегаты и их назначение. Элеваторы, спайдеры- их принцип действия Подъемные агрегаты предназначены для спо при комплексе работ при ткрс , прс , освоения и восстановления скважин. Агрегат А50У Предназначен для выполнения комплекса работ по ремонту скважин , освоению .Все механизмы смонтированы на базе краз257 , за исключением насоса 9МГР который монтируется на двухосном прицепе. Агрегат имеет лебедку телескопическую двухсекционную вышку высотой 22,4 метра, талевую систему , ротор с гидроприводом, компрессор обеспечивающий сжатым воздухом, два гидроцилиндра для подъема и опускания вышки и систему управления лебедки. Подъем вышки осуществляется двумя гидродомкратами, верхнюю секцию выдвигают при помощи талевой системы после чего фиксируют упорами и расчаливают двумя оттяжками на базу авто и 4мя на землю. шасси авто жестко закрепленны винтовыми домкратами для установки агрегата в рабочее положение. Талевая система состоит из 6 шкивного трехосного кронблока, , 3х шкивного талевого блока и крюка, талевая система оснащена ограничителем подъема блока. Привод ротора осуществляется от гидромотора , проходное отверстие стола ротора 142мм.макс нагрузка на ротор 50 тонн, привод механизмов агрегата оборудования и насоса от двигателя авто.Управление лебедкой агрегата смежное , ручное с пнгевмоусилителем.Рабочее место машиниста у устья .Агрегат работает с выбросом труб на мостки и комплектуется приемными мосткамидля укладки труб и штанг. Комлект агрегата входят механизмы для свинчивания и развинчивания труб и штанг и инструмент для СПО. Элеваторы это инструмент для спо , предназначен для захвата труб за ее тело под муфту и удержания ее на весу на роторе и на подьемном крюке , работает совместно со штропами и спаидером. По назначениюэлеваторы различают для бурильных труб, для обсадных, для нкт. Спаидер –это клинозахватный механизм , предназначен для спо . главнои его назначение это захват за тело трубы клиньями и удержание на весу колонны труб и ее центрирования при спо.Состоит из металлического корпуса с отверстием для труб, комплекта плашек утановленных в корпусе. Управление спаидера может быть механичесим , гидравлическим или пневмотическим. 17.Способы эксплуатации нефтяных скважин. Фонтанная эксплуатация скважин. Процесс эксплуатации скважин - это подъем заданного количества жидкости с забоя скважины па поверхность. При этом основной задачей является проведение этого процесса непрерывным способом и с наибольшей эффективностью. Различают несколько способов эксплуатаций, в основном это фонтанный способ(за счет энергий пласта) и механизированный способ эксплуатации скважин, при котором вводят дополнительную энергию извне (с поверхности). Одним из таких способов, при котором вводят энергию в виде сжатого газа, является газлифт. Так же преобладает насосная эксплуатация скважин. Все газовые скважины эксплуатируются только фонтанным способом. Условия фонтанирования Рз>Рп. Подьем идет на устье непосредственно по нкт.Насосный способ применяют при прекращений фонтанированияи снижений уровня нефти в скважинах до пределов.Подъем жидкости осуществляется насосами спущенными ниже динамического уровня.Для этого используют штанговые скважинные плунжерные насосы и бесштанговые погружные центробежные электронасосы. основные детали штангового насоса:глубинный насос, штанги, поверхностный насосный узел приводящий штанги в возвратно-поступательное движение, балансирный насосный узел – качалка.Насосы бывают вставные и невставные.У невставного насоса цилиндр крепится на конце спущенных в скважину нкт , а плунжер подвешен на колонне штанг.Самая верхняя штанга или устьевой шток соеденена с головкой балансира станка качалки конатной или цепной подвеской. В нижней части плунжера установлен всасывающий клапан , а верхней части плунжера нагнетательный клапан. Для подвески колонны нкт и герметизаций устья скважин применяются устьевые сальники с одинарным или двоиным уплотнителем. При движений плунжера вверх всасывающий клапан под давлением жидкости открывается и жидкость поступает в цилиндр насоса.нагнетательный в это время закрыт давлением столба жидкости в нкт.При движений вниз всасывающий клапан закрывается а нагнетательный открывается и жидкость переходит в пространство под плунжером.Таким образом при ходе плунжера вверх одновременно происходит всасывание жидкости в цилиндр насоса и подъем жидкости в насосных трубах , а приходе вниз вытеснении жидкости цилиндра в полость труб. 18.Виды и функции предприятий сервиса Под сервисом понимается система обеспечения, позволяющая покупателю (потребителю) выбрать для себя оптимальный вариант приобретения и потребления технически сложного изделия, а также экономически выгодно эксплуатировать его в течение разумно обусловленного срока, диктуемого интересами потребителя . Цель сервиса – предложить покупателям имеющийся товар и оказать им помощь в получении наибольшей пользы от приобретенного товара. На конкурентном рынке сервис является подсистемой маркетинговой деятельности предприятия, обеспечивающей комплекс услуг, связанных со сбытом и эксплуатацией потребителем изделий - машин и оборудования, бытовой техники, средств транспорта и т.п. Основными функциями сервиса как инструмента маркетинга являются: · Привлечение покупателей. · Поддержка и развитие продаж товара. · Информирование покупателя. В мировой практике сложилось 6 основных видов организации системы сервиса: 1. Сервис ведется исключительно персоналом производителя. Данный вариант рекомендуется, когда реализуемые изделия (техника) сложны, покупателей немного, а объем сервиса велик и требует высококвалифицированных специалистов. Прямой контакт между персоналом (продавцами и покупателями), свойственный этому варианту, особенно важен, когда изготовитель только вводит товар на рынок; любые неисправности устраняются быстро и без широкой огласки, а конструкторы получают данные о результатах работы изделий в реальных условиях эксплуатации. 2. Сервис осуществляется персоналом филиалов предприятия-изготовителя. Данный вариант обладает всеми преимуществами варианта 1 и, кроме того, максимально приближает оперативных работников сервиса к местам использования техники. Рекомендуется на этапе достаточно широкого распространения товара, когда число покупателей значительно увеличилось. 3. Сервис поручается независимой специализированной фирме. Данный вариант особенно выгоден при сервисе товаров индивидуального потребления и массового спроса. В данном случае с изготовителя (поставщика) полностью снимаются все заботы о проведении сервиса, но требуются значительные отчисления в пользу посредника. 4. Для выполнения сервисных работ привлекают посредников (агентские фирмы, дилеры), несущих полную ответственность за качество и удовлетворение претензий. Данный вариант обычен при сервисе автомобилей, тракторов, сельскохозяйственной и дорожностроительной техники. Посредник (дилер), сфера деятельности которого охватывает лишь часть национального рынка, хорошо знает своих покупателей, условия эксплуатации техники в местных условиях, квалификацию специалистов-эксплуатационников. 5. Для сервиса создается консорциум производителей отдельных видов оборудования, а также деталей и узлов. Данный вариант предпочтителен при сервисе достаточно сложной техники - морских судов, тяжелых транспортных и пассажирских самолетов, электростанций. При этом генеральному поставщику не надо тратить средства на подготовку персонала по множеству специальностей. Специализация позволяет улучшать качество сервисных работ, однако между покупателем и поставщиком образуется промежуточное звено - генеральный поставщик. 6. Работы, относящиеся к техническому обслуживанию, поручаются персоналу предприятия-покупателя. Данный вариант применяют, когда технику эксплуатирует предприятие, само являющееся производителем сложного промышленного оборудования, т. к. оно располагает высококвалифицированными кадрами рабочих и инженернотехнического персонала, способными после обучения у поставщика (или на месте эксплуатации техники) вести все необходимые работы по техническому обслуживанию. 19.Предназначение и общее устройство АЗС. Главное предназначение автозаправочной станции — продажа ГСМ, и для этого требуется специальное оснащение: здесь должны быть резервуары для топлива, соединенные продуктопроводами с топливораздаточными колонками (со специальными управляющими ИС), это основное оборудование снабжается соответствующими контрольно-измерительными приборами (системы измерения параметров нефтепродуктов); для обеспечения работы магазина или кафе устанавливается соответствующее торговое оборудование (холодильники, прилавки, стеллажи), оснащаются кассовые узлы (кассы, сканеры, карт-ридеры и пр.). КЛАССИФИКАЦИЯ АЗС НПБ 111-98. Автозаправочные станции. Требования пожарной безопасности с изменениями: № 1 от 02.07.1999 г., № 2 от 08.11.2000 г., № 3 от 20.07.2001 г., № 4 от 23.05.2002г. 1. По конструктивному Исполнению 1. Стационарные (Традиционные) 2. Блочные 3. Контейнерные 4. Модульные 5. Передвижные 2. По функциональному назначению 1. Общего пользования 2. Ведомственные (заправочные пункты) 3. По способу размещения резервуаров 1. С подземным расположением 2. С наземным расположением 3. С расположением на транспортном средстве КЛАССИФИКАЦИЯ АЗС По типу расположению на местности 1. 2. 3. 4. Дорожные Городские Сельские Речные КЛАССИФИКАЦИЯ АЗС По нормативным параметрам типовых проектов 1. 2. 3. 4. По числу топливозаправочных колонок По числу заправок в часы пик По количеству заправляемых машин в сутки По общей вместимости резервуаров Многотопливная АЗС АЗС, на территории которой предусмотрена заправка траспортных средств двумя или тремя видами топлива (бензин и ДТ, сжиженный углеводородный и сжатый природный газ) Топливозаправочный пункт АЗС, размещаемая на территории предприятия и предназначенная для заправки только транспортных средств этого предприятия Традиционная АЗС АЗС с подземным расположением резервуаров для хранения топлива, технологическая схема, которой характеризуется разнесение резервуаров и ТРК. ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ Блочная АЗС АЗС с подземным расположением резервуаров для хранения топлива, технологическая система которой характеризуется размещением ТРК над блоком хранения топлива, выполненным как единое заводское изделие Модульная АЗС АЗС с надземным расположением резервуаров для хранения топлива, технологическая система, которой характеризуется разнесением ТРК и контейнера хранения топлива, выполненного как единое заводское изделие Контейнерная АЗС АЗС с надземным расположением резервуаров для хранения топлива, технологическая система которой характеризуется размещением ТРК в контейнере хранения топлива, выполненном как единое заводское изделие. Передвижная АЗС Предназначена для розничной продаж топлива мобильная технологическая система, которая установлена на автомобильном шасси, прицепе или полуприцепе и выполнена как единое заводское изделие ОСНОВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ И ИХ НАЗНАЧЕНИЕ РЕЗЕРВУАРНЫЙ ПАРК - группа резервуаров, предназначенных для хранения нефтепродуктов и размещенных на территории, ограниченной по периметру дорогами или противопожарными проездами и заглубленных в грунт ниже планировочной отметки местности не менее чем на о,2 метра СЛИВНАЯ ПЛОЩАДКА - технологическая площадка, предназначенная для установки на ней автомобильных цистерн с топливом при сливе его в резервуары АЗС ПЛОЩАДКА АЗС - территория АЗС с асфальтовым или бетонным покрытием, ограниченная по периметру бордюрным камнем, имеющая въезд и выезд, сообщающаяся с очистными сооружениями и предназначенная для проезда автотранспортных средств к ТРК, сервисным зданиям, а также для проезда автомашин технических служб АЗС СТАЦИОНАРНЫЕ АЗС ТРЕБОВАНИЯ К РАЗМЕЩЕНИЮ Для снижения загазованности жилых и производственных зданий АЗС располагается со стороны преобладающего направления ветров Не допускается размещение на путепроводах, под ними и на плавсредствах Планировка должна исключать возможность растекания аварийного пролива топлива на территории АЗС и за ее предел. На въезде и выезде с территории устраиваются пологие повышенные участки высотой не менее 0,2 м., или дренажные лотки, отводящие загрязненные нефтепродуктами осадки в очистные сооружения. Общее устройство АЗС. Резервуары Резервуар должен иметь обозначение с указанием порядкового номера, марки хранимого нефтепродукта, максимального уровня наполнения и базовой высоты (высотного трафарета). Базовая высота резервуара измеряется ежегодно в летний период, а также после выполнения ремонтных работ. Результат измерения оформляется актом. Утвержденный руководителем организации - владельца АЗС - он прикладывается к градуировочной таблице резервуара. Топливо- и маслораздаточные колонки Топливораздаточные колонки (ТРК) предназначены для измерения объема и выдачи топлива при заправке транспортных средств и в тару потребителя. Класс точности ТРК должен быть не более 0,25. Маслораздаточные колонки (МРК) предназначены для измерения объема и выдачи масел в тару потребителя. Класс точности МРК должен быть не более 0,5. На ТРК и МРК наносятся: порядковый номер колонок (либо сторон колонок), марка выдаваемого нефтепродукта. В необходимых случаях на ТРК, МРК должна быть нанесена или иным способом присутствовать информация об особых условиях работы устройства или заправки автотранспорта. Технологические трубопроводы Соединения подземных трубопроводов выполняются сваркой, за исключением мест присоединения фланцевой или муфтовой арматуры и фланцевых заглушек. Фланцевая или муфтовая арматура, фланцевые заглушки располагаются в колодцах, которые должны быть засыпаны песком. Подземные трубопроводы для топлива и его паров следует располагать на глубине не менее 0,4 м в заглубленных лотках или в металлических кожухах, исключающих проникновение топлива (при возможных утечках) за их пределы. Лотки следует заполнять негорючим материалом, металлические кожухи с обеих сторон должны герметично заделываться. Здания и сооружения Здания и сооружения на территории АЗС размещаются в строгом соответствии с проектом, утвержденным и согласованным в установленном порядке. Электрооборудование, защита от статического электричества, молниезащита Резервуарные парки или отдельно стоящие резервуары для товарной нефти (далее резервуары) должны быть защищены от прямых ударов молнии, электростатической и электромагнитной индукции, заноса высоких потенциалов устройствами молниезащиты, выполненными в соответствии с требованиями действующей НТД. 20.Основные операции в процессе ремонта скважины. Спуско- подьёмные операции с использованием механических ключей, применяемый инструмент. Основной операцией в процессе ремонта и бурения скважин является спуско-подъемной операцией .в бурение за счет этих операций достигается непосредственное углубление в недра , то есть проходка . При ремонте же скважин с помощью СПО проводятся ремонтные работы при помощи спуска аварийного инструмента , либо промывки песчаных пробок , установки цементных мостов и разбуривания их . итд. все спо проводятся за счет спуска в скважину НКТ при помощи подьемных агрегатов оснащенных телескопическими мачтами с талевои системой. Комплекс механизмов АСП. Предназначен для механизаций и частичной автоматизаций трудоемких работ при бурений скважин.АСП обеспечивает совмещенное во времени спуска и подъема колонны труб и перенагруженного элеватора и с операциями по свинчиванию и развинчиванию свечей, их установку на подсвечник или вынос к центру скважины. 2)механизацию свинчивания и развичивания замковых механизмов(соединений)свечей 3)автоматизацию захвата и освобождение колонны бурильных труб элеватором. 4)механизацию установки свечей на подсвечник и вынос их к центру скважины для свинчивания В АСП входят: пульт управления, ключ АКБ, пневмоклинья ротора, спецподсвечник, автоматический элеватор,универсальный талевый блок,механизм захвата свечей,центратор для удержания свечей в вертикальном положений,магазин удерживающий свечи в подсвечнике в определенном порядке,механизм переноса свечей,механизм захвата свечей, кронблок имеющий допшкиф и два приспособления для закрепления направляющих канатов центратора. Управление механизмов АСП производится с 3-х пультов:1)пульт бурильщика (с него управляют буровой лебедкой и клиньями пкр) 2)пульт управления АКБ 3)пульт управления электродвигателей для передвижения тележки стрелы , для механизма переноса стрелы и для механизма подъема свечей. 21. виды и формы предпринимательской деятельности Все многообразие предпринимательской деятельности может быть классифицировано по различным признакам: виду деятельности, формам собственности, количеству собственников, организационно-правовым и организационно-экономическим формам, степени использования наемного труда и другим. По виду или назначению предпринимательскую деятельность можно подразделить на производственную, коммерческую, финансовую, консультативную. (рис. 1) Все эти виды могут функционировать раздельно или вместе. По формам собственности имущество предприятия может быть частным, государственным, муниципальным, а также находиться в собственности общественных объединений (организаций). При этом государство не может устанавливать в какой бы то ни было форме ограничения или преимущества в осуществлении прав собственности в зависимости от нахождения имущества в частной, государственной, муниципальной собственности или собственности общественных объединений (организаций). По количеству собственников предпринимательская деятельность может быть индивидуальной и коллективной. При индивидуальном предпринимательстве собственность принадлежит одному физическому лицу. Коллективному предпринимательству соответствует собственность, принадлежащая одновременно нескольким субъектам с определением долей каждого из них (долевая собственность) или без определения долей (совместная собственность). Владение, пользование и распоряжение имуществом, находящимся в коллективной собственности, осуществляющаяся по соглашению всех собственников Виды предпринимательства Производственно е коммерческое финансовое торговое банковское Торговозакупочное страховое консультативное Общее управление инновационное Научнотехническое аудиторское Производство товаров Торговопосредническое администрирование Финансовое управление лизинговое Фондовые биржи Управление кадрами Товарные биржи Оказание услуг маркетинг Производственное потребление товаров производство Информационная технология Производственное потребление услуг Специализированны е услуги информационное Рис. 1. Виды предпринимательской деятельности Организационно-экономические формы Частная фирма Предприятие (фирма) Холдинговые компании консорциум ассоциация союз трест синдикат Объединения предпринимателей концерн корпорация картель Финансовопромышленная группа пул Рис. 3. Основные организационно-экономические формы предпринимательства. Корпорация - это организация, занимающиеся на законных основаниях определенными видами деятельности, такими как эксплуатация железных дорог или выпуск газеты. Владельцы корпорации несут ответственность только за свои вложения в данную корпорацию, даже если их недостаточно для покрытия убытков, которые она терпит. Корпорация в отличие от единоличного владения или партнерства имеет юридическое существование, отличное от существования людей, которые являются собственниками корпорации в любой конкретный момент времени. Таким образом, корпорация не прекращает своего существования, когда один из ее владельцев, называемый акционером, или пайщикам, умирает или когда появляются новые владельцы. Собственность корпорации разделена между ее акционерами. Первоначальными акционерами являются те, кто вносит вклад в виде денег или других ресурсов (таких, как бесплатная работа или сама идея изделия, производимого компанией) в момент создания корпорации. В качестве возмещения своих затрат они получают права на участие в доходах компании. Это осуществляется с помощью листков бумаги, называемые сертификатами акций, устанавливающих характер дохода для их владельцев, на получение которого они имеют право (акции бывают обыкновенные и привилегированными, разница между которыми заключается в выплате фиксированного, в случае привилегированных, и хаотичного, в случае обыкновенных, дивиденда). Держатели акций, или акционеры, каждой корпорации (то есть обладатели сертификатов акции) избирают совет директоров, который отвечает за найм высшей администрации корпорации и осуществляет контроль за ее работой. По мере роста фирма может получать деньги за счет увеличения выпуска акционерных сертификатов и их продажи. В обмен на права владения корпорация получает необходимые ей ресурсы для функционирования и роста. В свою очередь акционеры могут, как правило, перепродать свои акции за наличные деньги любому, кто может их купить. Таким образом, сегодняшние владельцы корпорации не обязательно являются теми, кто приобрел акции первого выпуска. Более вероятно, что сегодняшние владельцы приобрели свой капитал у предыдущих владельцев через посредника (брокера) на фондовой бирже. В некоторых небольших компаниях существуют ограничения на право владельца продавать акции, чтобы помешать аутсайдерам приобрести контроль над фирмой (если группа акционеров владеет большей частью акции корпорации, говорят, что эта группа контролирует корпорацию). Но аутсайдеры могут приобретать контроль над крупными фирмами без таких ограничений путем покупки их акций. Прибыль корпорации может быть выплачена акционерам в виде дивидендов или может остаться в фирме в виде нераспределенных доходов (нераспределенной прибыли), -Дивиденды представляют собой более или менее регулярные (обычно ежеквартальные) выплаты, направляемые корпорацией своим акционерам. Нераспределенная прибыль - это часть прибыли, которую фирма не выплачивает своим акционерам в качестве дивидендов. Эти доходы остаются в распоряжении фирмы. Выплаты дивидендов представляют собой прямые доходы на вложения акционеров. Корпорации не обязаны платить дивиденды, но большинство корпораций их платит. Крупные фирмы, как правило, пытаются поддерживать устойчивый поток выплат дивидендов своим владельцам. Ставка выплачиваемых дивидендов, как и норма прибыли фирмы и процентная ставка курса акций, существенно изменяется от фирмы к фирме. Часть прибыли, остающиеся в распоряжении фирмы в виде нераспределенной прибыли, обычно используется для финансирования инвестиций и, таким образом, увеличивает стоимость акций фирмы. В конечном счете, нераспределенная прибыль обеспечивает акционерам отдачу в виде доходов на прирост капитала. Концерн - многоотраслевой комплекс предприятий и организаций, характерной особенностью которого является сохранение за структурными единицами, входящими в концерн, хозяйственной самостоятельности и статуса юридического лица в сочетании с финансовым контролем со стороны головной компании, являющейся ядром концерна. Обычно в зарубежных странах такой контроль осуществляется следующим образом. Головное предприятие, именуемое материнской компанией, держит контрольный пакет акций ряда других предприятий -дочерних фирм, которые в свою очередь могут являться владельцами контрольного пакета акций собственных дочерних обществ. В результате материнская компания получает возможность фактически управлять деятельностью десятков и сотен предприятий, относящихся к различным отраслям и расположенных во многих странах мира. Современные концерны объединяют в своем составе промышленные и торговые фирмы, научно-исследовательские учреждения, учебные центры, банки, страховые общества и т.д. Такое разнообразие сфер деятельности предприятий концерна приводит к необходимости децентрализации управления по основным видам продукции или по регионам и сохранения производственно-коммерческой самостоятельности дочерних фирм. Однако в области капиталовложений, финансов, научно-исследовательских разработок осуществляется жесткий контроль со стороны материнской компании. В роли последней нередко выступают крупные банки. В основе создания и развития концерна лежит процесс диверсификации производства. Картель означает соглашение между предприятиями одной отрасли о ценах на продукцию, услуги, о разделе рынков сбыта, долях в общем объеме производства и др. Консорциум - временный союз юридически и хозяйственно независимых фирм, организаций, банков, который создается для совместного осуществления дорогостоящих проектов, финансирования крупных мероприятий, реализации целевых научно-технических или природоохранных программ, но главным образом для координации предпринимательской деятельности, совместной борьбы за получение заказов и их выполнение- Банки объединяются в консорциумы для совместного проведения крупных операций по размещению займов или акций, других финансовых проектов, что позволяет им концентрировать средства и понижать степень риска. Организация консорциума оформляется специальным соглашением, в котором указываются доля каждого из членов консорциума в затратах на осуществление совместного мероприятия и в ожидаемой прибыли, форма их участия в реализуемом проекте, функции и полномочия лидера консорциума и др. Лидер консорциума избирается из его членов, координирует их действия и получает от них за это определенные отчисления. Лидер представляет интересы консорциума, но действует только в пределах полномочий, полученных от других участников консорциума. Последние остаются юридически и экономически самостоятельными лицами, могут одновременно являться членами других консорциумов или ассоциаций. Перед заказчиком консорциум несет солидарную ответственность. После реализации проекта, ради которого создавался консорциум, последний прекращает свою деятельность. Синдикат - форма объединения предприятий одной отрасли, основанная на соглашении о совместном сбыте товаров. Синдикат характеризуется тем, что предприятия, входящие в объединение, сохраняют юридическую и производственную самостоятельность, но теряют коммерческую самостоятельность. Последнее означает, что вопросами сбыта товаров (иногда закупок сырья) занимается специально созданный единый орган синдиката контора по продаже, которая концентрирует заказы и распределяет их между участниками синдиката в соответствии с обусловленными квотами. Члены синдиката сдают в контору свои товары по ценам, установленным соглашением. Создание синдиката часто приводит к образованию монополии на рынке определенного товара. В современных условиях такого рода синдикаты практически потеряли свое значение в связи с действием в большинстве стран антимонопольных законодательств. Однако сейчас широкое развитие получили так называемые эмиссионные синдикаты, деятельность которых связана с выпуском и размещением ценных бумаг. В тех случаях, когда новый выпуск ценных бумаг слишком велик для одного инвестиционного банка, он обращается к другим инвестиционным банкам с предложением создать эмиссионный синдикат. Последний может действовать на основе двух принципов- Более распространенным является принцип раздельного счета, когда члены синдиката несут раздельную ответственность в пределах своего участия в синдикате и выделенной им доли. Так, например, банк, участие которого составляет 10% при выпуске акций на сумму 100 млн.руб., отвечает за продажу акций на 10 млн.руб. и не получает прибыли от продажи остальных акций, В случае когда каждый член синдиката несет ответственность как за свою долю, так и за долю других членов синдиката, действует второй принцип - нераздельного счета. Ассоциации – мягкая форма добровольного объединения экономически самостоятельных предприятий, организаций, которые одновременно могут входить в другие образования. В состав ассоциации, как правило, входят односпециализированные предприятия и организации, расположенные на определенной территории. Основная цель создания ассоциации – совместные решения научно-технических, производственных, экономических, социальных и других задач. Финансово-промышленные группы (ФПГ) представляют собой объединение промышленного, банковского, страхового и торгового капиталов, а также интеллектуального потенциала предприятий и организаций. Холдинговые компании образуются, когда одно акционерное общество овладевает контрольными пакетами акций других акционерных фирм с целью финансового контроля за их работой и получения дохода на вложенный в акции капитал. 22. Назначение СБТ и УБТ. Породоразрушающий инструмент и их маркировка. Категории буримости пород. Бурильные трубы предназначены для передачи вращения долоту (при роторном бурении) и восприятия реактивного момента двигателя при бурении с забойными двигателями, создания нагрузки на долото, подачи бурового раствора на забой скважины для очистки его от разбуренной породы и охлаждения долота, подъема из скважины изношенного долота и спуска нового и т.п. Бурильные трубы отличаются повышенной толщиной стенки и, как правило, имеют коническую резьбу с обеих сторон. Трубы соединяются между собой с помощью бурильных замков (рис. 20). Для обеспечения прочности резьбовых соединений концы труб делают утолщенными. По способу изготовления трубы могут быть цельными (рис. 21) и с приварными соединительными концами (рис. 22). У цельных труб утолщение концов может быть обеспечено высадкой внутрь или наружу. Рис. 20. Бурильный замок: а - замковый ниппель; б - замковая муфта Рис. 21. Бурильные трубы с приварными соединительными концами Рис. 22. Бурильные трубы с высаженными концами: а - высадка внутрь; б - высадка наружу. При глубоком бурении используют стальные и легкосплавные бурильные трубы с номинальными диаметрами 60, 73, 89,102,114,127 и 140 мм. Толщина стенки труб составляет от 7 до 11 мм, а их длина 6, 8 и 11,5 м. Наряду с обычными используют утяжеленные бурильные трубы (УБТ). Их назначением является создание нагрузки на долото и повышение устойчивости нижней части бурильной колонны. Трубы бурильные утяжелённые изготавливаются также из стали. Они имеют круглое или квадратное поперечное сечения с толщиной стенки 16-50 мм и более. Соединение также производится при помощи резьбы и служат для увеличения жёсткости нижней сжатой части колонны и создания нагрузки на породоразрушающий инструмент. Породоразрушающий инструмент В строении нефтяных и газовых месторождений принимают участие только осадочные горные породы. Основными физико-механическими свойствами горных пород, влияющими на процесс 6yрения, являются: упругие и пластические свойства, твердость абразивность и сплошность. Основной вид деформации, под действием которой породы в процессе бурения разрушаются,-вдавливание. При бурении нефтяных и газовых скважин основным инструментом, при помощи которого происходит разрушение горной породы на забое и образуется собственно скважина, является долото. По характеру разрушения породы все буровые долота классифицируются следующим образом: • долота режуще-скалывающего действия, разрушающие породу лопастями, наклоненными в сторону вращения долота. Предназначены для разбуривания мягких пород. • долота дробяще-скалывающего действия, разрушающие породу зубьями или штырями, расположенными на шарошках, которые вращаются вокруг своей оси и вокруг оси долота. При вращении долота наряду с дробящим действием зубья (штыри) шарошек, проскальзывая по забою скважины, скалывают (срезают) породу, за счет чего повышается эффективность разрушениям пород. • долота истирающе-режущего действия, разрушающие породу алмазными зернами или твердосплавными штырями, располагающиеся в торцовой части долота или в кромках лопастей долота. Долота с алмазными зернами и твердосплавными штырями в торцевой части применяются для бурения неабразивных пород средней твердости и твердых; долота лопастные армированные алмазными зернами или твердосплавными штырями — для разбуривания перемежающихся по твердости абразивных и неабразивных пород. По назначению все буровые долота классифицируются по трем к пассам: • долота для сплошного бурения, разрушающие породу в одной плоскости или ступенчато; • бурильные головки для колонкового бурения, разрушающие породу по периферии забоя; • долота для специальных целей (зарезные, расширители, фрезеры и др.). Долота для сплошного бурения и бурильные головки для колонкового бурения предназначены для углубления скважины. Шарошечные долота. В России, а также в США и других зарубежных странах для бурения нефтяных и газовых скважин в основном используют шарошечные долота с коническими шарошками. Шарошечные долота предназначены для сплошного бурения нефтяных, газовых и геолого-разведочных скважин, а также скважин различного назначения в горнодобывающей промышленности и строительстве с очисткой забоя жидкостью или воздухом. Категории буримости пород. Буримость горных пород — это степень сопротивляемости породы разрушению буровым инструментом. Она неявно включает в себя такие механические свойства пород, как упругость, прочность, пластичность, а также твердость, вязкость, абразивность. Буримость принято оценивать по чистому времени бурения 1 м шпура или скважины в стандартных условиях. Кроме свойств породы, на буримость оказывают влияние также конструктивные особенности бурового инструмента и режим его работы. Поэтому при определении буримости требуется строгое соблюдение стандартных условий — применение определенного инструмента, диаметра и режима работы инструмента (давление в воздушной магистрали, угол наклона шпура и тд.) Очевидно, что использование полученных показателей возможно лишь для определенных классов и типов пород и применительно к данному буровому инструменту и способу бурения. D геологоразведочных организациях применяются классификация пород ЦБПНТ для горных работ и классификация по буримости для буровых работ. Характерные породы для каждой категории I Торф и растительный слой без корней; рыхлые лесс, пески (не плывуны), супеси без гальки и щебня; ил влажный и иловатые грунты; суглинки лессовидные; трепел: мел слабый. II Торф и растительный слой с корнями или с небольшой примесью мелкой (до 3 см) гальки и щебня; супеси и суглинки с примесью до 20% мелкой (до 3 см) гальки или щебня; пески плотные; суглинок плотный; лёсс; мергель рыхлый; плывун без напора; лёд; глины средней плотности (ленточные и пластичные); мел; диатомит; сажи; каменная соль (галит); нацело каолинизированные продукты выветривания изверженных и метаморфизованных пород; железная руда охристая. III Суглинки и супеси с примесью свыше 20% мелкой (до 3 см) гальки или щебня; лесе плотный; дресва; плывун напорный; глины с частыми прослоями (до 5 см) слабосцементированных песчаников и мергелей, плотные, мергелистые, загипсованные, песчанистые; алевролиты глинистые слабосцементированные; песчаники, слабосцементированные глинистым и иэвестковистым цементом; мергель; известнякракушечник; мел плотный; магнезит; гипс тонкокристаллический, выветрелый; каменный уголь слабый; бурый уголь; сланцы тальковые, разрушенные всех разновидностей; марганцевая руда; железная руда окисленная, рыхлая; бокситы глинистые. IV Галечник, состоящий из мелких галек осадочных пород; мерзлые водоносные пески, ил, торф; алевролиты плотные глинистые; песчаники глинистые; мергель плотный; неплотные известняки и доломиты; магнезит плотный; пористые известняки, туфы; опоки глинистые; гипс кристаллический; ангидрит; калийные соли; каменный уголь средней твердости; бурый уголь крепкий; каолин (первичный); сланцы глинистые, песчаноглинистые, горючие, углистые, алевролитовые; серпентиниты (змеевики) сильновыветрелые и оталькованные; неплотные скарны хлоритового и амфиболслюдистого состава; апатит кристаллический; сильновыветрелые дуниты, перидотиты; кимберлиты, затронутые выветриванием; мартитовые и им подобные руды, сильновыветрелые; железная руда мягкая вязкая; бокситы. V Галечно-щебенистые грунты; галечник мерзлый, связанный глинистым или песчаноглинистым материалом с ледяными прослойками; мерзлые: песок крупнозернистый и дресва, ил плотный, глины песчанистые, песчаники на известковистом и железистом цементе; алевролиты; аргиллиты; глины аргиллитоподобные, весьма плотные, плотные сильнопесчанистые; конгломерат осадочных пород на песчано-глинистом или другом пористом цементе; известняки; мрамор; доломиты мергелистые; ангидрит весьма плотный; опоки пористые выветрелые; каменный уголь твердый; антрацит, фосфориты желваковые; сланцы глинисто-слюдяные, слюдяные, тальково-хлоритовые, хлоритовые, хлорито-глинистые, серицитовые; серпентиниты (змеевики); выветрелые альбитофиры, кератофиры; туфы серпентинизированные вулканические; дуниты, затронутые выветриванием; кимберлиты брекчиевидные; мартитовые и им подобные руды, неплотные. VI Ангидриты плотные, загрязненные туфогенным материалом; глины плотные мерзлые; глины плотные с прослоями доломита и сидеритов; конгломерат осадочных пород на известковистом цементе; песчаники полевошпатовые, кварцево-известковистые; алевролиты с включением кварца; известняки плотные доломитизированные, скарнированные; доломиты плотные; опоки; сланцы глинистые, кварцево-серицитовые, кварцево-слюдяные, кварцево-хлоритовые, кварцево-хлорито-серицитовые, кровельные; хлоритизированные и рассланцованные альбитофиры, кератофиры, порфириты; габбро; аргиллиты, слабоокремненные; дуниты, не затронутые выветриванием; перидотиты, затронутые выветриванием; амфиболиты; пироксениты крупнокристаллические; тальково-карбонатные породы; апатиты, скарны эпидото-кальцитовые; колчедан сыпучий; бурые железняки ноздреватые; гематито-мартитовые руды; сидериты. VII Аргиллиты окремненные; галечник изверженных и метаморфических пород (речник); щебень мелкий без валунов; конгломераты с галькой (до 50%) изверженных пород на песчано-глинистом цементе; конгломераты осадочных пород на кремнистом цементе; песчаники кварцевые; доломиты весьма плотные; окварцованные полевошпатовые песчаники, известняки; каолин агальматолитовый; опоки крепкие плотные; фосфоритовая плита; сланцы слабоокремненные; амфибол-магнетитовые, куммингтонитовые, роговообманковые, хлорито-роговообманковые; слаборассланцованные альбитофиры, кератофиры, порфиры, порфириты, диабазовые туфы; затронутые выветриванием: порфиры, порфириты; крупно- и среднезернистые, затронутые выветриванием граниты, сиениты, диориты, габбро и другие изверженные породы; пироксениты, пироксениты рудные; кимберлиты базальтовидные; скарны кальцитосодержащие авгито-гранатовые; кварцы пористые (трещиноватые, ноздреватые, охристые); бурые железняки ноздреватые пористые; хромиты; сульфидные руды; мартито-сидеритовые и гематитовые руды; амфибол-магнетитовые руды. VIII Аргиллиты кремнистые; конгломераты изверженных пород на известковистом цементе; доломиты окварцованные; окремненные известняки и доломиты; фосфориты плотные пластовые; сланцы окремненные: кварцево-хлоритовые, кварцево-сери-цитовые, кварцево-хлорито-эпидотовые, слюдяные; гнейсы; среднезернистые альбитофиры и кератофиры; базальты выветрелые; диабазы; порфиры и порфириты; андезиты; диориты, не затронутые выветриванием; лабрадориты; перидотиты; мелкозернистые, затронутые выветриванием граниты, сиениты, габбро; затронутые выветриванием гранито-гнейсы, пегматиты, кварцево-турмалиновые породы; скарны крупно- и среднезернистые кристаллические авгито-гранатовые, авгито-эпидотовые; эпидозиты; кварцевокарбонатные и кварцево-баритовые породы; бурые железняки пористые; гидрогематитовые руды плотные; кварциты гематитовые, магнетитовые; колчедан плотный; бокситы диаспоровые. IX Базальты, не затронутые выветриванием; конгломераты изверженных пород на кремнистом цементе; известняки карстовые; кремнистые песчаники, известняки; доломиты кремнистые; фосфориты пластовые окремненные; сланцы кремнистые; кварциты магнетитовые и гематитовые тонкополосчатые, плотные мартито-магнетитовые; роговики амфибол-магнетитовые и сирицитизированные; альбитофиры и кератофиры; трахиты; порфиры окварцованные; диабазы тонкокристаллические; туфы окремненные; ороговикованные; затронутые выветриванием липариты, микрограннты; крупно- и среднезернистые граниты, гранито-гнейсы, гранодиориты; сиениты; габбро-нориты; пегматиты; березиты; скарны мелкокристаллические авгито-эпидото-гранатовые; датолито-гранато-геденбергитовые; скарны крупнозернистые, гранатовые; окварцованные амфиболит, колчедан; кварцево-турмалиновые породы, не затронутые выветриванием; бурые железняки плотные; кварцы со значительным количеством колчедана; бариты плотные. X Валунно-галечные отложения изверженных и метаморфизованных пород; песчаники кварцевые сливные; джеспилиты; затронутые выветриванием, фосфатно-кремнистые породы; кварциты неравномернозернистые; роговики с вкрапленностью сульфидов; кварцевые альбитофиры и кератофиры; липариты; мелкозернистые граниты, гранитогнейсы и гранодиориты; микрограниты; пегматиты плотные, сильно кварцевые; скарны мелкозернистые гранатовые, датолито-гранатовые; магнетитовые и мартитовые руды, плотные, с прослойками роговиков; бурые железняки окремненные; кварц жильный; порфириты сильно окварцованные и ороговикованные. XI Альбитофиры тонкозернистые, ороговикованные; джеспилиты, не затронутые выветриванием; сланцы яшмовидные кремнистые; кварциты; роговики железистые, очень твердые; кварц плотный; корундовые породы; джеспилиты гематито-мартитовые и гематито-магнетитовые. XII Совершенно не затронутые выветриванием монолито-сливные джеспилиты, кремень, яшмы, роговики, кварциты, эгириновые и корундовые породы. 23. Виды работ по ПРС. Технологические процессы при ТРС. Виды и классификация подземных работ в скважинах Подземным ремонтом скважины называется комплекс работ, связанных с предупреждением и ликвидацией неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины. При ремонтных работах скважины не дают продукции. В связи с этим простои скважин учитываются коэффициентом эксплуатации К„ т.е. отношением времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год. Коэффициент эксплуатации в среднем составляет 0,94-0,98. Подземный ремонт скважин условно можно разделить на текущий и капитальный. Текущий ремонт подразделяют на планово-предупредительный (или профилактический) и восстановительный. Планово-предупредительный ремонт скважин - это ремонт с целью предупреждения отклонений от заданных технологических режимов эксплуатации скважин, вызванных возможными неполадками в работе как подземного оборудования, так и самих скважин. Планово-предупредительный ремонт планируется заблаговременно и проводится в соответствии с графиками ремонта. Восстановительный ремонт скважин - это ремонт, вызванный непредвиденным резким ухудшением технологического режима эксплуатации скважин или их остановкой из-за отказа насоса, обрыва штанговой колонны и т.п. Межремонтный период работы скважин - это продолжительность фактической эксплуатации скважины от предыдущего ремонта до последующего. Эта продолжительность определяется путем деления числа скважино-дней, отработанных в течение определенного периода (квартала, полугодия), на число подземных ремонтов, проведенных за тот же период в данной скважине Текущим ремонтом скважи (ТРС) называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважины, а так же по очистке скважинного оборудования, стенок скважины и забоя от различных отложений (парафина, гидратных пробок, солей, продуктов коррозии). В соответсвии с Правилами ведения ремонтных работ в скважинах, введенными в действие с 01.11.97, к текущему ремонту относятся следующие работы РАЗНОВИДНОСТИ ТЕКУЩЕГО РЕМОНТА СКВАЖИН Шифр Виды работ по ТРС ТР1 Оснащение скважин скважинным оборудованием при вводе в эксплуатацию (из бурения, освоения, бездействия, консервыции) ТР1-1 Ввод фонтанных сквжаин ТР1-2 Ввод газлифтных скважин ТР1-3 Ввод скважин,оборудованных ШГН ТР1-4 Ввод скважин, оборудованных ЭЦН ТР2 Перевод скважин на другой вид эксплуатации ТР2-1 Фонтанный - газлифт ТР2-2 Фонтанный - ШГН ТР2-3 Фонтанный - ЭЦН ТР2-4 Газлифт - ШГН ТР2-5 Газлифт - ЭЦН ТР2-6 ШГН - ЭЦН ТР2-7 ЭЦН - ШГН ТР2-8 ШГН - ОРЭ ТР2-9 ЭЦН - ОРЭ ТР210 ТР3 Прочие виды переводы Оптимизация рижима эксплуатации ТР3-1 Изменение глубины подвески, смена типоразмера ШГН ТР3-2 Изменение глубины подвески, изменение типоразмера ЭЦН ТР4 Ремонт скважин оборудованных ШГН ТР4-1 Ревизия и смена насоса ТР4-2 Устранение обрыва штанг ТР4-5 Замена полированного штока ТР4-6 Замена,опрессовка и устранение негерметичности ТР4-7 Очистка и пропарка НКТ ТР4-8 Ревизия,смена устьевого оборудования ТР5 Ремонт скважин,оборудованных ЭЦН ТР5-1 Ревизия и смена насоса ТР5-2 Смена электродвигателя ТР5-3 Устранение повреждения кабеля ТР5-4 Ревизия,смена,устранение негерметичности НКТ ТР5-5 Очистка и пропарка НКТ ТР5-6 Ревизия,смена устьевого оборудования ТР6 Ремонт фонтанных скважин ТР6-1 Ревизия,смена, опрссовка и устранение негерметичности НКТ ТР6-2 Очистка и пропарка НКТ ТР6-3 Ревизия, замена, устьевого оборудования ТР7 Ремонт газлифтных скважин ТР7-1 Ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ ТР7-2 Очистка и пропарка НКТ ТР7-3 Ревизия, замена, очистка газлифтных клапанов ТР7-4 Ревизия,смена устьевого оборудования ТР8 Ревизия и смена оборудования артезианских и поглощающих скважин ТР9 Очитска, промывка забоя ТР9-1 Промывка грячей нефтью (водой) с добавление ПАВ ТР9-2 Обработка забоя химреагентами (ТГХВ, СКО,ГКО и т.д.) ТР10 Опытные работы по испытанию новых видов подземного оборудования ТР11 Прочие виды работ Выше приведенные работывыполняются бригадой текущего ремонта скважин, однако в промысловой практике их чаще называют бригадами подземного ремонта скважин, что не совсем правильно, так как подземный ремонт скважины включает в себя как текущий, так и капитальный ремонт, т.е. это понятие шире. Бригадами текущего ремонта скважин могут выполняться работы по устранению некоторых аварий (напрмер, извлечение НКТ), не занимающих много времени. 24. Амортизационные отчисления. Цены для экономической оценки Инвестиционных проектов. Амортизационные отчисления - это денежные средства, предназначенные для возмещения износа предметов, относящихся к основным средствам предприятия (основным фондам). Амортизационные отчисления распределяются на полное и частичное восстановление (капитальный ремонт). Амортизация начисляется ежемесячно, при этом амортизацию по выбывшим объектам прекращают начислять, начиная с первого числа следующего месяца, а по вновь вводимым начинают начислять с первого числа следующего месяца. Начисление амортизации осуществляется на объекты основных средств, находящиеся в ремонте, простое, незаконченные или не оформленные актами приемки, но фактически находящиеся в эксплуатации. Амортизационные отчисления включаются в издержки производства или обращения. Производятся всеми коммерческими организациями на основе установленных норм и балансовой стоимости основных фондов, на которые начисляется амортизация. Компания (налогоплательщик) может самостоятельно выбрать метод амортизации, если иное не установлено законодательством в отношении определённых объектов. Обязательным условием является применение выбранного метода амортизации к группе однородных объектов в течение всего срока полезного использования. Накопление и расходование амортизационных отчислений в бухгалтерском учете отдельно не отражаются. Они расходуются на финансирование капитальных вложений и долгосрочные финансовые вложения. В настоящее время в соответствии с действующим российским налоговым законодательством для целей налогового учёта имущество подразделяется на амортизируемое и неамортизируемое. В свою очередь амортизируемое имущество относится к одной из десяти амортизационных групп на основании срока полезного использования. Следует отметить, что допускается определение срока полезного использования организацией самостоятельно, с учётом следующих обстоятельств: ограничений, установленных нормативной правовой базой, предполагаемого срока использования, ожидаемого физического износа при планируемом режиме эксплуатации. Амортизационные отчисления являются собственным финансовым ресурсом предприятия. Для амортизации характерна определенная устойчивость. Это связано с фиксированными ставками и возможностью переоценки основных фондов. Амортизационные отчисления обладают большими преимуществами по сравнению с прибылью, т. к. не облагаются налогом. 25. Назначение талевой системы. Механизм для вращательного бурения скважин(верхний привод, ротор, гидравлические забойные двигатели). Талевая система подъемных агрегатов Для уменьшения натяжения каната при намотке на барабан подъемника или агрегата используют талевую систему, состоящую из системы неподвижных роликов - кронблока и подвижных роликов - талевого блока, крюка и талевого каната. Кронблок Кронблок (рис. 9.5) устанавливается на верху вышки или мачты, их талевый блок подвешивается на талевом канате, а крюк - к нижней серьге талевого блока. Кронблок типа КБ имеет грузоподъемность от 12,5 до 125 т. Рис. 9.5. Кронблок: а - исполнение I; б - исполнение II; 1 - ограждение; 2 - шкив; 3 - опора; 4 - ось шкивов; 5 - кожух; 6 - подкронблочная рама. Талевый блок Талевый блок — подвижная часть талевой системы - представляет собой канатный шкив, насаженный на роликоподшипниках на ось, неподвижно установленную в двух щеках. К нижней части щек подвешена серьга для соединения с крюком. Талевый блок типа БТ также имеет грузоподъемность от 12,5 до 125 т (рис. 9.6). Рис. 9.6. Талевый блок: 1 - щека; 2 - боковой кожух; 3 - ось шкивов; 4 - подшипник; 5 - шкив; 6 -серьга. Крюк подъемный Крюк подъемный (рис. 9.7) — подвижная часть талевой системы - предназначен для подвешивания стропов, элеваторов, вертлюгов и других приспособлений. Крюк типа КР в исполнении I (однорогий) имеет грузоподъемность 12,5 и 20 т, в исполнении II (трехрогий) - от 32 до 125 т. Крюк состоит из рога, подвески и серьги. Оснастка и расчет талевой системы подъемных агрегатов Оснастка талевой системы - это последовательность навивки каната на шкивы кронблока и талевого блока исключающая трение ветвей друг о друга. Оснастка определяется числом шкивов, находящихся в работе (рис. 5.5.). Стальные канаты оснастки талевой системы, расчет каната Для оснастки талевой системы применяют стальные канаты диаметром 16,5...22,5 мм с пределом прочности на растяжение 1400...1900 МПа. Канаты, применяемые при подземном ремонте, свиваются на канатовьющих машинах из светлой или оцинкованной проволоки высокой прочности. Проволоки свиваются в пряди, а пряди свивают в канат вокруг органического или металлического сердечника. Механизм для вращательного бурения скважин Система верхнего привода (СВП) — важный элемент буровой установки, который представляет собой подвижный вращатель, совмещающий функции вертлюга и ротора, оснащенный комплексом средств механизации для работы с бурильными трубами при выполнении спуско-подъемных операций. СВП предназначена для быстрой и безаварийной проводки вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин при бурении. Устройство Подвижная часть системы верхнего привода состоит из вертлюга-редуктора, подвешенного на штропах на траверсе талевого блока. На верхней крышке вертлюга-редуктора предусмотрен взрывозащищенный электродвигатель постоянного тока. Один конец вала электродвигателя посредством эластичной муфты присоединен к быстроходному валу редуктора. На противоположном конце - диско-колодочный тормоз. К корпусу вертлюга-редуктора крепится рама, через неё блоком роликов передается крутящий момент на направляющие и с них - на вышку. Между талевым блоком и вертлюгом-редуктором установлена система разгрузки резьбы, она обеспечивает автоматический вывод резьбовой части ниппеля замка бурильной трубы из муфты при развинчивании и ход ниппеля при свинчивании замка. Повреждение резьбы при этом исключается. Трубный манипулятор под действием зубчатой пары с приводом от гидромотора может поворачивать элеватор в любую необходимую сторону: на мостки, на шурф для наращивания и т. д. Трубный зажим нужен для захвата и удержания от вращения верхней муфты трубы во время свинчивания/развинчивания с ней ствола вертлюга. Между ниппелем и стволом вертлюга навернут ручной шаровой кран для неоперативного перекрытия внутреннего отверстия ствола вертлюга. Для оперативного перекрытия отверстия ствола вертлюга перед отводом установлен внутренний превентор (двойной шаровой кран), который также служит для удержания остатков промывочной жидкости после отвинчивания бурильной колонны. Вертлюжная головка служит для передачи рабочей жидкости с невращающейся части СВП на вращающуюся часть и позволяет не отсоединять гидравлические линии, когда трубный манипулятор вращается с бурильной колонной при бурении, при проработке скважины или позиционировании механизма отклонения штропов элеватора. Система отклонения штропов предназначена для отвода/подвода элеватора к центру скважины. Система отклонения штропов представляет собой штропы, подвешенные на боковых рогах траверсы. К штропам крепятся гидроцилиндры отклонения штропов. Главная особенность системы верхнего привода - возможность монтировать его в любое время проводки скважины, практически не прерывая бурения. Ротор — вращающаяся часть двигателей и рабочих машин, на которой расположены органы, получающие энергию от рабочего тела (например, ротор двигателя Ванкеля) или отдающие её рабочему телу (например, ротор роторного насоса). Ротор двигателей связан с ведущим валом, ротор рабочих машин — с приводным валом. Ротор выполняется в виде барабанов, дисков, колёс. Вертлюг — важный элемент буровой установки, который обеспечивает возможность свободного вращения долота с одновременным подводом промывочной жидкости в буровую колонну. Вертлюг устанавливается между талевой системой и буровым инструментом, предотвращая скручивание каната. Swivel — вертлюг Существует три типа вертлюгов: Вертлюг буровой представляет собой связующее звено двух частей механизма (или звеньев цепи), позволяющее каждой из них вращаться вокруг своей оси. Вертлюг промывочный предназначен для подачи промывочной жидкости от насоса к забою скважины и обеспечения возможности вращения труб при ремонтных работах в нефтяных, газовых скважинах. Силовой вертлюг используется для капитального ремонта нефтяных и газовых скважин, включая зарезку боковых стволов. Обеспечивает высокую эффективность и безопасность работ на основе применения технологии верхнего привода. От надёжности вертлюга зависит безотказная работа всей буровой установки. Гидравлические забойные двигатели К гидравлическим забойным двигателям относятся турбобуры различных конструкций, винтовые двигатели и турбовинтовые двигатели. В настоящее время отечественными машиностроительными заводами выпускаются гидравлические забойные двигатели четырех видов: турбинные забойные двигатели (турбобуры) различного конструктивного исполнения типов Т и А; редукторные турбинные забойные двигатели типа ТР (турбобуры редукторные); винтовые забойные двигатели типа Д; турбинно-винтовые забойные двигатели типа ТВД. Каждый типоразмер турбобура, винтового и турбовинтового двигателей имеют свои характерные конструктивные особенности, отличаются размерами и комплектацией, которые приводятся в паспортах, технических описаниях и инструкциях по сборке и эксплуатации, поставляемых заводами-изготовителями потребителям в комплекте с изделиями. Для обслуживания гидравлических забойных двигателей создано специальное оборудование, устанавливаемое в цехах буровых и ремонтных предприятий 26. Методы увеличения производительности скважин Призабойной зоной пласта (ПЗП) называют область в интервале фильтра, примыкающего к стволу. От состояния ПЗП существенно зависит текущая и суммарная добыча нефти, дебиты добывающих скважин и приемистость нагнетательных скважин. В процессе вскрытия пласта при бурении и последующих работах очень важно не ухудшить, а сохранить естественную проницаемость пород ПЗП. Часто в процессе работ по заканчиванию скважины проницаемость пород ухудшается по сравнению с первоначальной, естественной. В таких случаях необходимо искусственное воздействие на призабойную зону для повышения ее проницаемости и улучшения сообщаемости пласта со скважиной. Методы воздействия на ПЗП делятся на три группы: 1) Химические методы применяют в тех случаях, когда проницаемость призабойной зоны ухудшена вследствие отложения веществ, которые можно растворить в различных химических реагентах (известняк – соляная кислота). Пример такого воздействия соляно-кислотная обработка пород призабойной зоны скважины. Кислотные обработки скважин предназначены для очистки забоев, призабойной зоны, НКТ от солевых, парафинисто-смолистых отложений и продуктов коррозии при освоении скважины с целью их запуска, а так же для увеличения проницаемости пород. Под воздействием соляной кислоты в породах ПЗС образуются пустоты, каверны, каналы разъедания, вследствие чего увеличивается проницаемость пород, а следовательно и производительность нефтяных (газовых) и приемистость нагнетательных скважин. Кислотные ванны предназначены для очистки поверхности открытого забоя и стенок скважины от цементной и глинистой корок, смолистых веществ, продуктов коррозии, кальциевых отложений от пластовых вод и освобождения прихваченного пробкой подземного оборудования. Объем рабочего раствора, при кислотной ванне, составляет не более объема ствола (колонны) в заданном интервале, закачивают его до забоя, не продавливая в пласт. Раствор кислоты выдерживают в интервале обработки 16 – 24 ч. Затем отреагировавшую кислоту вместе с продуктами реакции удаляют из скважины обратной промывкой. В качестве промывочной жидкости используют воду. Простая кислотная обработка предназначена для воздействия на породы ПЗС с целью увеличения их проницаемости. Процесс ведется с обязательным задавливанием кислоты в пласт. Вначале закачивают нефть или воду, затем при открытом затрубном пространстве – расчетное количество приготовленного рабочего раствора соляной кислоты. При этом объем первой порции кислоты рассчитывают так, чтобы она заполнила трубы и кольцевое пространство от башмака до кровли пласта. После этого закрывают задвижку на затрубном пространстве скважины и под давлением закачивают в скважину остатки кислотного раствора. Кислота начинает проникать в пласт. Оставшуюся в трубах и в фильтровой части скважины кислоту продавливают в пласт нефтью или водой. Кислотная обработка под давлением применяется с целью продавки кислоты в малопроницаемые интервалы продуктивного пласта. Проводят с применением пакера. 2) Механические методы применяют в малопроницаемых твердых породах. К этому виду воздействия относится гидравлический разрыв пласта (ГРП). Гидравлический разрыв пласта (ГРП) предназначается для увеличения проницаемости призабойной зоны путем расчленения породы пласта или расширения естественных трещин. Сущность ГРП заключается в нагнетании в призабойную зону скважины жидкости под высоким давлением, в большинстве случаев превышающим гидростатическое в 1,5 – 2 раза. Существуют три основных вида ГРП: однократный, многократный и направленный (поинтервальный). Однократный предполагает создание одной трещины в продуктивном пласте; многократный ГРП обеспечивает образование нескольких трещин. При направленном ГРП места образования трещин регулируются по продуктивному разрезу скважины. Виброобработка – процесс воздействия на призабойную зону пласта с помощью специальных забойных механизмов (вибраторов), создающих колебания давления различной частоты и амплитуды. Этот процесс отличается от ГРП тем, что к спущенным в скважину НКТ присоединяют вибратор – генератор колебаний давления. Гидропескоструйная перфорация (ГПП) - в пласт, в котором необходимо получить канал, через специальную насадку перфоратора с большой скоростью направляется песчано-жидкостная струя. Такая струя, выходя под высоким давлением из узкого отверстия (сопла) за счёт абразивного и гидромониторного действий в течение нескольких минут создаёт в обсадной трубе, цементном кольце и породе глубокий канал, обеспечивающий надёжное сообщение между стволом скважины и пластом. Торпедирование предназначено для вскрытия пласта, увеличения продуктивности, очистки фильтра и разрушения предметов и пород. при торпедировании в пласте образуется каверна, от которой расходятся трещины, что резко повышает проницаемость пород в ПЗП и увеличивает дебит скважины. 3) Тепловые методы применяют в тех случаях, когда в ПЗС отложились вязкие углеводороды (парафин, смолы, асфальтены), а так же при фильтрации вязких нефтей. К этому виду воздействия относят различные методы прогрева ПЗС. - закачка нагретой нефти, нефтепродуктов (керосина и ДТ); - закачка воды, обработанной ПАВ; - закачка пара с помощью передвижной паровой установки (ППУ); - электротепловая обработка с помощью специальных самоходных установок. 4) Комплексные методы воздействия на ПЗП. Например, гидрокислотный разрыв представляет собой сочетание ГРП и СКО, термокислотная обработка сочетает как тепловые, так и химические воздействия на призабойную зону скважины. Термохимические обработки – обработки скважин горячей соляной кислотой, с магнием в специальном наконечнике, спущенном на НКТ в пределы интервала, намеченного под обработку. Применяют для очистки ПЗС от асфальто-смолистых, парафиновых и других материалов. Термокислотные обработки – комбинированный процесс, в первой фазе которого осуществляется термохимическая обработка, во второй (без перерыва во времени) – обычная, простая СКУ. Наполненный магнием наконечник спускают на трубах в скважину и устанавливают в зоне обрабатываемого интервала пласта. Затем закачивают нефть и вслед за ней, без перерыва, 15% раствор соляной кислоты. Скорость прокачки кислоты должна быть такой, чтобы в течение всего процесса на выходе наконечника была одинаковая запланированная температура и постоянная кислотность раствора. Для загрузки наконечника используют магний в виде стружек или брусков квадратного или круглого сечения. 5) Обработка ПЗП поверхностно-активными веществами (ПАВ). Предназначена для удаления воды, попавшей в пласт при глушении скважин, промывке забоя, вскрытии продуктивного пласта, для ускорения освоения скважин, повышения их продуктивности, а также для селективной изоляции притока пластовых вод. Для обработки ПЗП поверхностно активные вещества применяют в виде водного раствора или смеси с нефтью. 27.Понятие и классификация услуг в НГК. 28.Основные оборудование автозаправочных станциях. Средства для проверки погрешности топливораздаточных колонок на АЗС. Резервуары 5.1. Эксплуатация и ремонт резервуаров, предназначенных для приема и хранения нефтепродуктов, осуществляется в соответствии с действующими правилами технической эксплуатации металлических резервуаров и инструкциями по их ремонту и настоящими Правилами. 5.2. На каждый резервуар ведется технический паспорт установленного образца. Все графы паспорта подлежат обязательному заполнению (Приложение 2). 5.3. На каждую секцию многосекционного резервуара распространяются требования, как на отдельный резервуар. 5.4. Резервуар оснащается оборудованием, в полном соответствии с проектом и должен находиться в исправном состоянии. Эксплуатация неисправного резервуара или с неисправным оборудованием запрещена. 5.5. Резервуар должен иметь обозначение с указанием порядкового номера, марки хранимого нефтепродукта, максимального уровня наполнения и базовой высоты (высотного трафарета). Базовая высота резервуара измеряется ежегодно в летний период, а также после выполнения ремонтных работ. Результат измерения оформляется актом. Утвержденный руководителем организации - владельца АЗС - он прикладывается к градуировочной таблице резервуара. 5.6. Резервуары, применяемые на АЗС, проходят градуировку. 5.7. Исключен. 5.8. Гидравлические испытания резервуаров (вновь введенных, реконструируемых, после ремонта), проводятся путем полного их заполнения водой с выдержкой в заполненном состоянии в течение 72-х часов и контролем уровня. Допускается проведение гидравлического испытания другими инертными к возгоранию жидкостями. По результатам испытаний составляется акт в произвольной форме и утверждается техническим руководителем. 5.9. Исключен. 5.10. В целях исключения разлива нефтепродуктов вследствие переполнения резервуара максимальный объем заполнения не должен превышать 95% его вместимости. Для этой цели на сливной трубопровод должен устанавливаться отсечной клапан, отрегулированный на 95% заполнения. 5.11. Резервуары подвергаются периодическим зачисткам в соответствии с требованиями государственных стандартов: - не реже одного раза в год - для масел с присадками; - не реже одного раза в два года - для остальных масел, автомобильных бензинов, дизельных топлив. Резервуары подвергаются очистке: при ремонтах и перед выполнением работ по их калибровке; при смене марок хранимых нефтепродуктов и по мере необходимости. 5.12. При выполнении работ по зачистке резервуаров выполняются следующие операции и оформляются следующие документы: - производителем работ готовится план производства работ, согласовывается с технической службой, службой по охране труда, службой по пожарной безопасности и утверждается руководителем организации; - подготавливается бригада, и распределяются обязанности в соответствии с инструкцией по зачистке резервуарных емкостей; - подготавливаются спецодежда, спецобувь, индивидуальные средства защиты, спецприспособления, технические средства, обтирочные материалы, контейнеры для обтирочных материалов, емкости для сбора остатков нефтепродуктов, первичные средства пожаротушения и т.д.; - ответственным руководителем производства зачистных работ проводится инструктаж работников, производящих эти работы, с отметкой и подписями каждого работника в журнале инструктажа; - перед выдачей наряда-допуска составляется акт готовности резервуара к зачистным работам; - оформляется наряд-допуск на производство работ ответственным руководителем производства работ по зачистке резервуара; - перед началом производства работ ответственный исполнитель работ по зачистке резервуара после осмотра места работ делает дополнительный инструктаж; - после выполнения работ по зачистке резервуара составляется акт на выполненную зачистку резервуара (Приложение 4). Приказом Минэнерго РФ от 17 июня 2003 г. № 226 в приложение 4 к настоящим Правилам внесены изменения В акте о зачистке резервуара указывается объем извлеченных и подлежащих вывозу и утилизации пирофорных отложений, ила и т.д. Порядок хранения актов по зачистке резервуаров определяется руководством организации, исходя из местных условий с учетом необходимости их представления по требованию представителей контрольных и надзорных органов. После зачистки резервуара в паспорте резервуара делается отметка с указанием даты зачистки. 5.13. Место и порядок утилизации продуктов зачистки согласовывается в установленном порядке. 5.14. Техническое обслуживание и ремонт резервуаров осуществляются по графику, утвержденному руководителем (техническим руководителем) организации. 5.15. Оборудование резервуаров подвергается профилактическим осмотрам: - дыхательные клапаны периодически осматриваются в соответствии с инструкцией завода-изготовителя, но не реже двух раз в месяц в теплое время года и не реже одного раза в десять дней при отрицательной температуре окружающего воздуха; в зимний период необходимо также регулярно очищать их от инея и льда, не допуская уменьшения зазора между тарелкой и стенкой корпуса клапана; - ежесменно (ежедневно) производится осмотр ответственными работниками АЗС сливного оборудования, технологических колодцев резервуаров с целью выявления разгерметизации соединений, восстановления окраски, очистки от мусора. Результаты ремонтов и устраненные неисправности отмечаются в журнале учета ремонта оборудования и паспортах резервуаров. 5.16. Дыхательные клапаны подлежат проверкам на срабатывание. Периодичность проверок - два раза в год, через 6 месяцев. Время выполнения проверок выбирается таким образом, чтобы обеспечить их выполнение в летний и зимний периоды года. Технические требования по срабатыванию дыхательных клапанов - в соответствии с документацией завода-изготовителя. Запрещается работа по выдаче топлива при снятом дыхательном клапане. 5.17. Все подвижные и неподвижные соединения резервуара герметично уплотняются. Сообщение с атмосферой внутреннего пространства резервуара осуществляется через дыхательный клапан. Проверка герметичности газового пространства резервуаров совмещается с проверками срабатывания дыхательной арматуры. 5.18. Замерный патрубок резервуара устанавливается строго вертикально. 5.19. Сливной трубопровод устанавливается нижним срезом не выше 100 мм от нижней точки резервуара и имеет срез (скос) под углом 30-45°, направленный в сторону ближайшего днища (стенки резервуара). 5.20. Для защиты резервуаров от коррозии рекомендуется предусматривать пассивные или активные методы защиты и их комбинации. Топливо- и маслораздаточные колонки 6.1. Топливораздаточные колонки (ТРК) предназначены для измерения объема и выдачи топлива при заправке транспортных средств и в тару потребителя. Класс точности ТРК должен быть не более 0,25. Маслораздаточные колонки (МРК) предназначены для измерения объема и выдачи масел в тару потребителя. Класс точности МРК должен быть не более 0,5. 6.2. ТРК и МРК отечественного и импортного производства должны иметь сертификат об утверждении типа средств измерений и номер Государственного реестра средств измерений. Сведения о сертификате и номере Госреестра указываются производителем в формуляре (паспорте) колонки. 6.3. Топливораздаточные колонки являются средствами измерения объема топлива и подлежат государственной поверке: первичной - при выпуске из производства или после ремонта и периодической в процессе эксплуатации в установленном порядке. 6.4. При положительных результатах государственной поверки пломбы с оттиском государственного поверителя навешивают в местах в соответствии со схемой пломбирования, приведенной в эксплуатационной документации завода-изготовителя. 6.5. При ремонте или регулировке ТРК или МРК со снятием пломб государственного поверителя, в журнале учета ремонта оборудования делается запись даты, времени и показаний суммарного счетчика в момент снятия пломб и по завершении ремонта и регулировки погрешности ТРК и составляется акт учета нефтепродуктов при выполнении ремонтных работ на ТРК (МРК) (Приложение 10). 6.6. С целью исключения смешения моторных топлив при выполнении операций по поверке ТРК, а также при контрольных проверках погрешности ТРК, топливо из мерника сливается в те резервуары, с которыми работает ТРК. 6.7. После завершения ремонта и регулировки ТРК или МРК со снятием пломб государственного поверителя, осуществляется вызов государственного поверителя для проведения их поверки и пломбировки. 6.8. В целях предотвращения разливов и проливов на АЗС должны использоваться ТРК, оснащенные раздаточным краном с автоматическим прекращением выдачи топлива при полном заполнении бака транспортного средства. 6.9. На ТРК и МРК наносятся: порядковый номер колонок (либо сторон колонок), марка выдаваемого нефтепродукта. В необходимых случаях на ТРК, МРК должна быть нанесена или иным способом присутствовать информация об особых условиях работы устройства или заправки автотранспорта. На ТРК, предназначенных для отпуска этилированного бензина, должна быть нанесена надпись: "Бензин этилированный. Ядовито". 6.10. Техническое обслуживание, ремонт, поверку ТРК, МРК необходимо фиксировать в журнале учета ремонта оборудования (Приложение 6). В формулярах (паспортах) ТРК и МРК делаются отметки о количестве отпущенного топлива с начала эксплуатации, ремонте и замене узлов агрегатов. 6.11. В случае технической неисправности, отсутствия нефтепродукта или в иных случаях невозможности работы ТРК (МРК) на ней вывешивается табличка с надписью "Ремонт", "Техническое обслуживание" или иным содержанием, информирующем о ее нерабочем состоянии. Запрещается закручивать раздаточный шланг вокруг корпуса неисправной ТРК (МРК). На неработающих ТРК и МРК допускается осуществлением механической блокировки, исключающей извлечение раздаточного крана из "гнезда" на корпусе. 6.12. Не допускается эксплуатация ТРК и МРК: - с погрешностью, превышающей установленную в описании типа данного средства измерений; - при отсутствии или с нарушенными пломбами госповерителя; - при наличии подтекания топлива из-за негерметичности агрегатов, узлов и соединений; - с техническими неисправностями или отступлениями от правил технической эксплуатации, определенных заводом-изготовителем, и настоящих Правил; - с нарушениями конструкции колонки, описанной в эксплуатационной документации. Технологические трубопроводы 7.1. Технологические трубопроводы АЗС для нефтепродуктов и их паров должны удовлетворять следующим требованиям: - выполняться из металла либо из материалов, имеющих соответствующий сертификат на использование для транспортировки нефтепродуктов; - соединение фланцев должно осуществляться по принципу "шип-паз"; - соединения трубопроводов должны обеспечивать их надежность в условиях длительной эксплуатации. 7.2. Соединения подземных трубопроводов выполняются сваркой, за исключением мест присоединения фланцевой или муфтовой арматуры и фланцевых заглушек. Фланцевая или муфтовая арматура, фланцевые заглушки располагаются в колодцах, которые должны быть засыпаны песком. 7.3. Подземные трубопроводы для топлива и его паров следует располагать на глубине не менее 0,4 м в заглубленных лотках или в металлических кожухах, исключающих проникновение топлива (при возможных утечках) за их пределы. Лотки следует заполнять негорючим материалом, металлические кожухи с обеих сторон должны герметично заделываться. 7.4. Допускается использование для нескольких ТРК одного, общего трубопровода подачи нефтепродуктов из одного резервуара (для напорных ТРК) или нескольких трубопроводов из разных резервуаров к одной ТРК, при условии наличия на таких трубопроводах запорной арматуры перед каждой ТРК и каждым резервуаром. 7.5. Все фланцевые соединения трубопроводов, арматуры и оборудования должны быть плотно соединены через прокладки из материалов, устойчивых к воздействию нефтепродуктов и окружающей среды. 7.6. Подземные участки трубопроводов должны быть подвергнуты антикоррозионной защите в соответствии с требованиями государственных стандартов, наземные участки должны быть окрашены. 7.7. Сливные устройства должны обеспечивать герметичность соединения трубопроводов АЗС со сливными рукавами автоцистерн. 7.8. На АЗС находится схема технологических трубопроводов с обозначением запорной арматуры и другого оборудования. 7.9. Технологические трубопроводы (наземная часть), арматура и устройства ежесменно (ежедневно) осматриваются ответственным лицом, с целью выявления утечек топлива. Нарушения герметичности следует немедленно устранять в соответствии с производственными инструкциями. Запрещается эксплуатация разгерметизированных трубопроводов. 7.10. В состав работ по техническому обслуживанию трубопроводов входят: - внешний осмотр наружных трубопроводов и соединений; - проверка крепления трубопроводов в технологических шахтах; - очистка арматуры и окраска ее; - внесение записей в эксплуатационную документацию; - проверка состояния уплотнительных прокладок в соединительных устройствах; - очистка и продувка огневых преградителей (по мере необходимости). 7.11. При техническом обслуживании запорной арматуры контролируется отсутствие утечки топлива через сальниковые уплотнения, состояние соединительных фланцев и прокладок, наличие полного комплекта болтов, гаек и шпилек, целостность маховиков и надежность крепления. В случае тяжелого хода шпинделя запорной арматуры и потери герметичности сальникового уплотнения, набивка должна заменяться или уплотняться при соблюдении мер безопасности. Неисправная и негерметичная арматура подлежит внеочередному ремонту или замене. 7.12. Один раз в год паровоздушные трубопроводы технологической системы должны продуваться воздухом, с целью очистки от осадков внутренней поверхности трубопровода. 7.13. Не реже одного раза в пять лет технологические трубопроводы подвергают испытаниям на герметичность. Эту операцию рекомендуется совмещать с зачисткой резервуаров. 7.14. Трубопровод, не выдержавший испытаний на герметичность, подлежит замене. 7.15. После монтажа или после ремонта технологический трубопровод должен быть испытан на герметичность и прочность. Здания и сооружения 8.1. Здания и сооружения на территории АЗС размещаются в строгом соответствии с проектом, утвержденным и согласованным в установленном порядке. 8.2. Все виды ремонтно-строительных работ зданий и сооружений выполняются в строгом соответствии с графиком планово-предупредительных ремонтов (ППР), составленным на основании местных условий эксплуатации. 8.3. За осадкой фундаментов зданий, сооружений и оборудования в первые два года их эксплуатации (после ввода в эксплуатацию) устанавливается тщательное наблюдение путем осмотра и измерений не реже одного раза в три месяца. При наблюдении за осадкой фундамента в последующие годы разрешается в каждом конкретном случае устанавливать график осмотра, но не реже 1 раза в год. Для измерений осадки зданий и сооружений на территории вновь построенных АЗС должен быть установлен репер. 8.4. При обнаружении трещин и разрушений фундаментов производится обследование их специальной лабораторией, по рекомендациям которой принимаются меры по устранению причин их образующих. 8.5. Металлические конструкции необходимо осматривать не реже одного раза в год, а железобетонные - не реже двух раз в год. При обнаружении повреждений и неисправностей в конструкциях зданий и сооружений проводится обследование специализированными организациями. По результатам обследования принимаются меры по дальнейшему использованию конструкций. 8.6. Для предохранения от коррозии металлические конструкции зданий и сооружений необходимо периодически окрашивать защитными грунтами, красками или лаками (наружные - не реже одного раза в год, а находящиеся внутри помещения - не реже одного раза в 3-5 лет). 8.7. Кровли зданий и сооружений АЗС периодически осматриваются и содержатся в исправном состоянии и своевременно очищаются ото льда и снега. 8.8. На АЗС ведется журнал осмотра и ремонта зданий и сооружений (Приложение 7), в который необходимо записывать: даты и результаты осмотров с описанием всех замеченных повреждений, выполненные ремонтные работы, с указанием дат начала и окончания ремонта, его характера и объема, результаты измерений осадки фундаментов, данные о трещинах и их местонахождении. 8.9. Здания АЗС оборудуются отоплением в соответствии с проектом. 8.10. Спецодежда хранится в подвешенном виде в установленных для этой цели шкафах, изготовленных из негорючих материалов. Не допускается складывать спецодежду, промасленную ветошь, горючие материалы на нагревательные приборы и трубопроводы отопления, а также сушить одежду на нагревательных приборах. 8.11. Вентиляционные установки производственных помещений АЗС поддерживаются в исправном техническом состоянии. Эффективность работы вентиляционных установок принудительного действия ежегодно проверяется специализированными организациями с выдачей отчетов и заключений и отметкой в паспорте на вентиляционную установку. Электрооборудование, защита от статического электричества, молниезащита 9.1. Электроустановки и электрооборудование АЗС, а также их монтаж и эксплуатация осуществляются в соответствии с установленными требованиям. 9.2. На АЗС организуется техническое обслуживание и планово-предупредительные ремонты электрооборудования в соответствии с требованиями нормативной документации. 9.3. На АЗС находится электрическая схема электроснабжения с указанием: установленной мощности всех потребителей электроэнергии (электродвигатели, светильники, нагревательные электроприборы и др.), марки и тока расцепителя пускорегулирующей аппаратуры (пускатели, пусковые кнопки, выключатели и др.), протяженности электросетей (кабели, провода), марок и сечения, способов прокладки, исполнительная схема проложенных подземных электросетей. 9.4. Переключатели, автоматические выключатели силовой и осветительной сети должны иметь четкие надписи с указанием наименования отключаемого аппарата. При применении на АЗС одновременно основных и автономных источников электрического питания должно быть предусмотрено блокирующее устройство при подключении электрических потребителей к ним, исключающее встречный ток. 9.5. Электрические кабели прокладываются по горизонтали на расстоянии не менее одного метра от трубопроводов с горючими жидкостями. Параллельная прокладка электрических кабелей над и под технологическими трубопроводами для нефтепродуктов в вертикальной плоскости не допускается. При пересечении кабельными линиями проложенными в земле трубопроводов нефтепродуктов, расстояние между кабелями и трубопроводом должно быть не менее 0,5 м. 9.6. Поверхности металлических оболочек кабелей с бронированной или свинцовой оболочкой, изоляционных трубок, стальных труб электропроводки окрашиваются или покрываются лаком. Цвет их окраски должен отличаться от цвета окраски помещения. 9.7. При выполнении ремонтных или отдельных технологических операций для обеспечения питания электроэнергией используемого оборудования допускается временное применение кабелей и проводов в двойной резиновой изоляции с обязательным обеспечением исключения их механических повреждений и воздействия на резиновую изоляцию нефтепродуктов и их паров. 9.8. Запрещается использование оболочек бронированных кабелей для заземления и зануления. 9.9. Во взрывоопасных зонах АЗС должно применяться электрооборудование электродвигатели, светильники, нагревательные электроприборы, пускорегулирующая аппаратуры и т.д. во взрывозащищенном исполнении. Взрывозащищенное оборудование и материалы, не имеющие знаков взрывозащиты, во взрывоопасных зонах к эксплуатации не допускаются. 9.10. На силовых и распределительных щитах, на всех выключателях наносятся надписи с наименованием включаемых устройств. 9.11. На всех предохранителях наносится значение тока плавкой вставки. Применение некалиброванных плавких вставок во всех видах предохранителей запрещается. 9.12. Управление сетью наружного освещения АЗС осуществляется централизованно из здания АЗС. 9.13. Установку и очистку светильников сети электрического освещения, смену перегоревших ламп и плавких калиброванных вставок, ремонт и осмотр сети электрического освещения должен выполнять только подготовленный персонал. 9.14. Все металлические части электрических устройств и оборудования должны быть надежно занулены (для сетей с глухозаземленной нейтралью) или заземлены (для сетей с изолированной нейтралью). Применение в сетях с глухозаземленной нейтралью заземления корпусов электроприемников без их зануления не допускается. 9.15. Присоединение заземляющих и нулевых проводников к заземлителям, заземляющему контуру и к заземляющим конструкциям выполняется сваркой, а к корпусам электрооборудования - сваркой или надежным болтовым соединением. 9.16. Каждая часть электроустановки, подлежащая заземлению или занулению, должна быть присоединена к сети заземления или зануления с помощью отдельного проводника. Последовательное включение в заземляющий или нулевой защитный проводник заземляемых или зануляемых частей электроустановки запрещается. 9.17. Не допускается использовать в качестве заземлителей и заземляющей проводки технологические трубопроводы. 9.18. Сопротивление заземляющего устройства в любое время года в электроустановках с глухозаземленной нейтралью должно быть не более 8 Ом при линейном напряжении трехфазного тока 220 В (380 В напряжение между фазами) и 4 Ом при 220 В однофазного тока. Сопротивление заземляющего устройства, используемого для заземления в электроустановках с изолированной нейтралью, должно быть не более 4 Ом. 9.19. Здания и сооружения АЗС должны быть защищены от прямых ударов молнии, электростатической, электромагнитной индукции, заноса высоких потенциалов в соответствии с установленными требованиями. 9.20. Металлические корпуса наземных резервуаров, контейнеров и блоков хранения топлива оборудуются молниеотводами, установленными на защищаемом объекте или отдельно стоящими в соответствии с расчетами. 9.21. Пространство над газоотводными трубами должно быть защищено от прямых ударов молнии. Защите подлежат также дыхательные клапаны и пространство над ними. 9.22. В качестве заземлителей молниезащиты допускается использовать все заземлители электроустановок. 9.23. Соединение молниеприемников с токоотводами, а также заземлителей между собой и с токоотводами должно быть сварным. Для проверки величины сопротивления заземлителей следует предусматривать на токоотводах возможность болтового подсоединения измерительных приборов. Наземная часть токоотводов, кроме контактных поверхностей, окрашивается в черный цвет. 9.24. Проверка состояния устройств молниезащиты, включая измерения сопротивлений, проводится один раз в год перед началом грозового сезона при сухой погоде. Проверяется состояние наземных элементов молниезащиты (молниеприемников, токоотводов), обращая особое внимание на состояние токоведущих элементов; при уменьшении их сечения вследствие коррозии, надломов или оплавлений больше чем на 30% необходимо произвести их замену или ремонт дефектных мест. 9.25. Сопротивление заземляющего устройства, предназначенного для защиты от статического электричества, допускается не выше 100 Ом. 9.26. Все металлические и электропроводные неметаллические части технологического оборудования заземляются, независимо от применения других мер защиты от статического электричества. 9.27. Металлическое и электропроводное неметаллическое оборудование, трубопроводы должны представлять собой на всем протяжении непрерывную электрическую цепь, которая в пределах АЗС должна быть присоединена к контуру заземления не менее чем в двух точках. 9.28. Все электрическое оборудование АЗС периодически подвергается испытаниям. Устанавливаются следующие виды и периодичность испытаний: - проверка сопротивления изоляции кабельных линий, электрической проводки, машин, узлов и аппаратов электрических цепей - не реже 1-го раза в год; - проверка состояния контуров заземления, устройств молниезащиты и защиты от статического электричества - не реже 1-го раза в год; - проверка срабатывания защиты в цепях с глухозаземленной нейтралью от токов "КЗ" не реже 1-го раза в 3 года. Работы по испытаниям электрического оборудования АЗС могут выполняться организациями, имеющими зарегистрированные в установленном порядке электрические лаборатории и соответствующие разрешения на выполнение данных видов работ. 9.29. На АЗС должен быть общий контур заземления для электрооборудования, защиты от статического электричества, прямых ударов и вторичных проявлений молний. Сопротивление растеканию тока заземлителей не должно быть более 10 Ом. Оборудование для проверки погрешности ТРК на АЗС. В целях контроля работы ТРК, МРК во время передачи смены проводится контрольная проверка погрешности ТРК, МРК с помощью поверенных мерников II разряда. Перед проведением проверки контрольно-кассовую машину устанавливают в режим "технологические операции" или "отпуск в кредит", чтобы в кассовом чеке и фискальной памяти регистратора значение стоимости отпущенного нефтепродукта через ТРК(МРК) не фиксировалось. После проведения проверки нефтепродукт из мерника сливают в резервуар с составлением акта (Приложение 9), который вместе с чеком прилагают к сменному отчету. Если значение погрешности ТРК (МРК) выходит за пределы основной допустимой погрешности, то проводят регулирование ТРК. 29.Системы сбора нефти и её промысловая подготовка. Основные требования к промысловой системе сбора нефти. Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента). Пластовая вода - это сильно минерализованная среда с содержанием солей до 300 г/л. Содержание пластовой воды в нефти может достигать 80%. Минеральная вода вызывает повышенное коррозионное разрушение труб, резервуаров; твердые частицы, поступающие с потоком нефти из скважины, вызывают износ трубопроводов и оборудования. Попутный (нефтяной) газ используется как сырье и топливо. Технически и экономически целесообразно нефть перед подачей в магистральный нефтепровод подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц. На нефтяных промыслах чаще всего используют централизованную схему сбора и подготовки нефти (рис.18.1). Сбор продукции производят от группы скважин на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой. На АГЗУ производят учет точного количества поступающей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, нефтяного газа и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на ГПЗ (газоперерабатывающий завод). Частично обезвоженная и частично дегазированная нефть поступает по сборному коллектору на центральный пункт сбора (ЦПС). Обычно на одном нефтяном месторождении устраивают один ЦПС. Но в ряде случаев один ЦПС устраивают на несколько месторождений с размещением его на более крупном месторождении. В этом случае на отдельных месторождениях могут сооружаться комплексные сборные пункты (КСП), где частично производится обработка нефти. На ЦПС сосредоточены установки по подготовке нефти и воды. На установке по подготовке нефти осуществляют в комплексе все технологические операции по ее подготовке. Комплект этого оборудования называется УКПН - установка по комплексной подготовке нефти. Рисунок 18.1. Схема сбора и подготовки продукции скважин на нефтяном промысле: 1 - нефтяная скважина; 2 - автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ); 3 - дожимная насосная станция (ДНС); 4 - установка очистки пластовой воды; 5 - установка подготовки нефти; 6 - газокомпрессорная станция; 7 - центральный пункт сбора нефти, газа и воды; 8 - резервуарный парк Обезвоженная, обессоленная и дегазированная нефть после завершения окончательного контроля поступает в резервуары товарной нефти и затем на головную насосную станцию магистрального нефтепровода. Обезвоживание нефти затруднено тем, что нефть и вода образуют стойкие эмульсии типа "вода в нефти". В этом случае вода диспергирует в нефтяной среде на мельчайшие капли, образуя стойкую эмульсию. Следовательно, для обезвоживания и обессоливания нефти необходимо отделить от нее эти мельчайшие капли воды и удалить воду из нефти. Для обезвоживания и обессоливания нефти используют следующие технологические процессы: гравитационный отстой нефти, горячий отстой нефти, термохимические методы, электрообессоливание и электрообезвоживание нефти. Наиболее прост по технологии процесс гравитационного отстоя. В этом случае нефтью заполняют резервуары и выдерживают определенное время (48 ч и более). Во время выдержки происходят процессы коагуляции капель воды, и более крупные и тяжелые капли воды под действием сил тяжести (гравитации) оседают на дно и скапливаются в виде слоя подтоварной воды. Однако гравитационный процесс отстоя холодной нефти - малопроизводительный и недостаточно эффективный метод обезвоживания нефти. Более эффективен горячий отстой обводненной нефти, когда за счет предварительного нагрева нефти до температуры 50 -70°С значительно облегчаются процессы коагуляции капель воды и ускоряется обезвоживание нефти при отстое. Недостатком гравитационных методов обезвоживания является его малая эффективность. Более эффективны методы химические, термохимические, а также электрообезвоживание и обессоливание. При химических методах в обводненную нефть вводят специальные вещества, называемые деэмульгаторами. В качестве деэмульгаторов используют ПАВ. Их вводят в состав нефти в небольших количествах от 5-10 до 50-60 г на 1 т нефти. Наилучшие результаты показывают так называемые неионогенные ПАВ, которые в нефти не распадаются на анионы и катионы. Это такие вещества, как дисолваны, сепаролы, дипроксилины и др. Деэмульгаторы адсорбируются на поверхности раздела фаз "нефтьвода" и вытесняют или заменяют менее поверхностно-активные природные эмульгаторы, содержащиеся в жидкости. Причем пленка, образующаяся на поверхности капель воды, непрочная, что отмечает слияние мелких капель в крупные, т.е. процесс коалесценции. Крупные капли влаги легко оседают на дно резервуара. Эффективность и скорость химического обезвоживания значительно повышается за счет нагрева нефти, т.е. при термохимических методах, за счет снижения вязкости нефти при нагреве и облегчения процесса коалесценции капель воды. Наиболее низкое остаточное содержание воды достигается при использовании электрических методов обезвоживания и обессоливания. Электрообезвоживание и электро-обессоливание нефти связаны с пропусканием нефти через специальные аппараты-электродегидраторы, где нефть проходит между электродами, создающими электрическое поле высокого напряжения (20-30 кВ). Для повышения скорости электрообезвоживания нефть предварительно подогревают до температуры 50-70°С. При хранении такой нефти в резервуарах, при транспортировке ее по трубопроводам, в цистернах по железной дороге или водным путем значительная часть этих углеводородов теряется за счет испарения. Легкие углеводороды являются инициаторами интенсивного испарения нефти, так как они увлекают за собой и более тяжелые углеводороды. В то же время легкие углеводороды являются ценным сырьем и топливом (легкие бензины). Поэтому перед подачей нефти из нее извлекают легкие низкокипящие углеводороды. Эта технологическая операция и называется стабилизацией нефти. Для стабилизации нефти ее подвергают ректификации или горячей сепарации. Наиболее простой и более широко применяемой в промысловой подготовке нефти является горячая сепарация, выполняемая на специальной стабилизационной установке. При горячей сепарации нефть предварительно подогревают в специальных нагревателях и подают в сепаратор, обычно горизонтальный. В сепараторе из подогретой до 40-80°С нефти активно испаряются легкие углеводороды, которые отсасываются компрессором и через холодильную установку и бензосепаратор направляются в сборный газопровод. В бензосепараторе от легкой фракции дополнительно отделяют за счет конденсации тяжелые углеводороды. Вода, отделенная от нефти на УКПН, поступает на УПВ, расположенную также на ЦПС. Особенно большое количество воды отделяют от нефти на завершающей стадии эксплуатации нефтяных месторождений, когда содержание воды в нефти может достигать до 80%, т.е. с каждым кубометром нефти извлекается 4 м3 воды. Пластовая вода, отделенная от нефти, содержит механические примеси, капли нефти, гидраты закиси и окиси железа и большое количество солей. Механические примеси забивают поры в продуктивных пластах и препятствуют проникновению воды в капиллярные каналы пластов, а следовательно, приводят к нарушению контакта "вода-нефть" в пласте и снижению эффективности поддержания пластового давления. Этому же способствуют и гидраты окиси железа, выпадающие в осадок. Соли, содержащиеся в воде, способствуют коррозии трубопроводов и оборудования. Поэтому сточные воды, отделенные от нефти на УКПН, необходимо очистить от механических примесей, капель нефти, гидратов окиси железа и солей, и только после этого закачивать в продуктивные пласты. Допустимые содержания в закачиваемой воде механических примесей, нефти, соединений железа устанавливают конкретно для каждого нефтяного месторождения. Для очистки сточных вод применяют закрытую (герметизированную) систему очистки. В герметизированной системе в основном используют три метода: отстой, фильтрования и флотацию. Метод отстоя основан на гравитационном разделении твердых частиц механических примесей, капель нефти и воды. Процесс отстоя проводят в горизонтальных аппаратах - отстойниках или вертикальных резервуарах-отстойниках. Метод фильтрования основан на прохождении загрязненной пластовой воды через гидрофобный фильтрующий слой, например через гранулы полиэтилена. Гранулы полиэтилена «захватывают» капельки нефти и частицы механических примесей и свободно пропускают воду. Метод флотации основан на одноименном явлении, когда пузырьки воздуха или газа, проходя через слой загрязненной воды снизу вверх, осаждаются на поверхности твердых частиц, капель нефти и способствуют их всплытию на поверхность. Очистку сточных вод осуществляют на установках очистки вод типа УОВ-750, УОВ-1500, УОВ-3000 и УОВ-10000, имеющих пропускную способность соответственно 750, 1500, 3000 и 10000 м3/сут. Следует отметить, что установка УОВ-10000 состоит из трех установок УОВ-3000. Каждая такая установка состоит из четырех блоков: отстойника, флотации, сепарации и насосного. Вместе с очищенной пластовой водой в продуктивные пласты для поддержания пластового давления закачивают пресную воду, полученную из двух источников: подземных (артезианских скважин) и открытых водоемов (рек). Грунтовые воды, добываемые из артезианских скважин, отличаются высокой степенью чистоты и во многих случаях не требуют глубокой очистки перед закачкой в пласты. В то же время вода открытых водоемов значительно загрязнена глинистыми частицами, соединениями железа, микроорганизмами и требует дополнительной очистки. В настоящее время применяют два вида забора воды из открытых водоемов: подрусловый и открытый. При подрусловом методе воду забирают ниже дна реки - "под руслом". Для этого в пойме реки пробуривают скважины глубиной 20-30 м диаметром 300 мм. Эти скважины обязательно проходят через слой песчаного грунта. Скважину укрепляют обсадными трубами с отверстиями на спицах и в них опускают водозаборные трубы диаметром 200 мм. В каждом случае получают как бы два сообщающихся сосуда - "река-скважина", разделенных естественным фильтром (слоем песчаного грунта). Вода из реки профильтровывается через песок и накапливается в скважине. Приток воды из скважины форсируется вакуум-насосом или водоподъемным насосом и подается на кустовую насосную станцию (КНС). При открытом методе воду с помощью насосов первого подъема откачивают из реки и подают на водоочистную станцию, где она проходит цикл очистки и попадает в отстойник. В отстойнике с помощью реагентов-коагуляторов частицы механических примесей и соединений железа выводятся в осадок. Окончательная очистка воды происходит в фильтрах, где в качестве фильтрирующих материалов используют чистый песок или мелкий уголь. Все оборудование системы сбора и подготовки нефти и воды поставляют в комплектноблочном исполнении в виде полностью готовых блоков и суперблоков. Основные требования к промысловой системе сбора. 3.5.4.2. 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 приточновытяжной вентиляции. Кратность воздухообмена рассчитывается в соответствии с установленными нормами. 30. Конструкция скважины и графическое изображение Система крепления ствола скважины колоннами обсадных труб, обеспечивающая достижение скважиной проектной глубины, возможность ее исследования, изоляцию проницаемых горизонтов, осуществление запроектированных режимов эксплуатации и максимальное использование пластовой энергии при добыче нефти и газа. Конструкция скважины характеризуется числом спущенных обсадных колонн, их размерами (наружный диаметр и длина) и местоположением интервалов цементирования пространства за колоннами. Для обоснования конструкции скважины используют опыт бурения па соседних площадях и результаты геологоразведочных работ. Для крепления скважин применяются следующие типы обсадных колонн: 1) направление — для предотвращения размыва устья; 2) кондуктор — для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции горизонтов с грунтовыми водами, установки на устье противовыбросового оборудования; 3) промежуточная обсадная колонна (одна или несколько) — для предотвращения возможных осложнений при бурении более глубоких интервалов путем крепления и изоляции вышележащих пластов, несовместимых по условиям бурения с нижележащими; при бурении однотипного разреза прочных пород обсадная колонна может отсутствовать; 4) эксплуатационная колонна — для изоляции горизонтов и извлечения нефти и газа из пласта на поверхность. Конструкция скважины называется одноколонной, если она состоит только из эксплуатационной колонны, двухколонной — при наличии одной промежуточной и эксплуатационной колонн Графическое изображение – ГТН 31. Оборудование для текущего и капитального ремонта скважин. ТРС включает проведение работ по замене подземного оборудования, очистка труб от парафина, солей, песка,а так же выполнение мероприятии по увеличению дебитов скважин. КРС - это проведение более сложных работ связано с ликвидации аварии колон или подземного оборудования, а так же изоляция пластовых и посторонних вод, восстановление скважины зарезкой и бурением бокового ствола. К основным подъемным агрегатам, которые используются при ТРС и КРС относится: - АПРС 40; - УПА 60; - УПА 80; - А 50; - Картвел. Следующие оборудования: - элеваторы; -спайдеры; - ключи; - клинья. Агрегаты для ТРС и КРС: - ППУ (передвижная паровая установка); - АНЦ-320 или ЦА-320 (агрегат цементирующий); - АДПМ (агрегат депарафанизации); - СИН-32 (кислотовоз); - АПШ (предназначен для перевозки НКТ и обсадных труб и штанг) 32. Классификация поглощений, их характеристика при бурении скважин на нефть и газ. Методы ликвидации поглощений при бурении скважин. Поглощение - это безвозвратные потери бурового раствора в окружающих породах. Это один из основных видов осложнений. Основная причина поглощений – превышение давления в скважине над пластовым давлением и наличие каналов ухода бурового раствора. Поглощение может происходить как по естественным каналам, так и по искусственным, возникающим в результате гидроразрыва пласта. Поглощениям способствуют: несоответствие свойств раствора (плотность, вязкость, СНС) конкретным условиям; высокие скорости спуско подъемных операций; большая скорость восходящего потока раствора; образование сальников; несоответствие КНБК и конструкции скважины проходимым породам. В настоящее время на практике применяется три способа ликвидации поглощений: 1. С использованием наполнителей (при частичном поглощении); 2. С помощью тампонажных смесей (при полных поглощениях); 3. Взрывом (при катастрофических поглощениях). Ликвидация поглощений с помощью наполнителей Сущность метода: в буровой раствор вводятся наполнители - инертные вещества с соответствующими размерами и формой частиц, в процессе бурения эти частицы проникают в каналы ухода раствора и перекрывают их. Все наполнители можно подразделить на три группы: - волокнистые; - пластинчатые; - зернистые. Ликвидация поглощений с помощью тампонажных смесей Тампонажные смеси – это смеси, которые попадая в каналы ухода бурового раствора, перекрывают их, а затем теряют подвижность. Ликвидация поглощений с помощью взрыва Взрывные работы в скважинах с целью ликвидации поглощений применяется как крайняя мера и только при катастрофических поглощениях. Как показывают исследования, после взрыва трещины заполняются кусками породы, причем эффект максимален, когда заряд прилегает к породе, а его диаметр существенно больше ширины трещины. После взрыва глинистый раствор превращается в нерастекающуюся пену, устойчивую в течение нескольких суток. 33. Оборотные средства основных фондов. Понятие, состав и структура оборотных средств. Оборотные средства - совокупность производственных фондов плюс фонд обращения. Оборотные средства – кратковременное использование оборотных фондов в фондообращение. Оборот оборотных средств – кругооборот, при котором средства постоянно переходят из денежной формы в производственную и товарную. Фонды обращения – процесс реализации продукции, обеспечивающий непрерывность процесса производства. Структура и состав оборотных средств: 1. Производственные запасы (топливо, цементы, химические реагенты и т.д.); 2. Незавершенное производство: - расходы будущих периодов; - фонд обращения. 34. Назначение, устройство и технические характеристики железнодорожных цистерн для транспортирования нефтепродуктов и специальных жидкостей. Нефть в нашей стране доставляют всеми видами транспорта (даже автомобильным на коротких расстояниях). Возможных схем доставки нефти на НПЗ всего пять: 1) использование только магистральных нефтепроводов; 2) использование только водного транспорта; 3) использование только железнодорожного транспорта 4) сочетание железнодорожным трубопроводного транспорта нефти с водным, либо 5) сочетание водного и железнодорожного транспорта друг с другом. Транспортировка газа. В нашей стране практически весь газ транспортируется потребителям по трубопроводам. Исключение составляют сжиженные гомологи метана (этан, пропан, бутаны), транспортируемые танкерами, а также в цистернах или баллонах. Транспортировка нефтепродуктов. Перевозки нефтепродуктов в нашей стране осуществляются железнодорожным, речным, морским, автомобильным, трубопроводным, а в ряде случаев и воздушным транспортом. Причем но трубопроводам транспортируют только светлые нефтепродукты (автомобильный бензин, дизельное топливо, авиационный керосин), печное топливо и мазут, а другими видами транспорта перевозят все виды нефтепродуктов. Транспортирование энергоносителей по железной специальных цистернах или в крытых вагонах в таре. дороге производится в Конструктивно цистерна состоит из следующих основных частей: рамы, ходовой части, ударнотяговых устройств, тормозного оборудования, котла, внутренней и наружной лестниц, устройств крепления котла к раме, горловины и сливного прибора, предохранительной арматуры. Рама служит для восприятия тяговых усилий, ударов в автосцепку, а также инерционных сил котла, возникающих при изменении скорости движения цистерны. По типу ходовой частиразличают 4-х и 8-ми осные цистерны. Различают следующие виды цистерн. Цистерны специального назначения в основном предназначены для перевозки высоковязких и высокопарафинистых нефтей и нефтепродуктов.Цистерны с паровой рубашкой отличаются от обычных тем, что нижняя часть у них снабжена системой парового подогрева с площадью поверхности нагрева около 40 м2. Цистерны-термосы предназначены для перевозки подогретых высоковязких нефтепродуктов; они покрыты тепловой изоляцией, а внутри котла у них установлен стационарный трубчатый подогреватель с поверхностью нагрева 34 м2. Цистерны для сжиженных газов рассчитаны на повышенное давление (для пропана - 2 МПа, для бутана - 8 МПа). Объем котла современных цистерн составляет от 54 до 162 м3, диаметр - до 3,2 м. В качестве тары при перевозке нефтегрузов в крытых вагонах используются бочки (обычно 200 литровые) и бидоны. В бочках транспортируются светлые нефтепродукты и масла, а в бидонах - смазки. Достоинствами железнодорожного транспорта являются: 1) возможность круглогодичного осуществления перевозок; 2) в одном составе (маршруте) могут одновременно перевозиться различные грузы; 3) нефть и нефтепродукты могут быть доставлены в любой пункт страны, имеющий железнодорожное сообщение; 4) скорость доставки грузов по железной дороге примерно в 2 раза выше, чем речным транспортом. К недостаткам железнодорожного транспорта относятся: 1) высокая стоимость прокладки железных дорог; 2) увеличение загрузки существующих железных дорог и как следствие возможные перебои в перевозке других массовых грузов; 3) холостой пробег цистерн от потребителей нефтегрузов к их производителям. 35. Режимы бурения нефтяных скважин (показатели рабочих долот, влияние буровых промывочных жидкостей на механическую скорость). Классификация буровых промывочных жидкостей. Полимерные растворы. Режим бурения скважины. Это комплекс регулируемых параметров, определяющие эффективность работы ПРИ на забое скважины. Основные режимные показатели это: 1. Осевая нагрузка на долото СОС [кН, т]. 2. Частота вращения инструмента (долота) [об/мин]. 3. Расход промывочной жидкости [л/сек]. 4. Параметры БР (плотность, вязкость, фильтрация…). Оптимальный режим бурения – это сочетание режимных параметров, которые обеспечивают наилучшие показатели углубления скважины, наиболее высокую эффективность ПРИ и необходимое качество буровых работ с использованием имеющегося оборудования. Расчет параметров режима бурения ведется для каждой выделенной пачки г.п. применительно к конкретному типу долота и способу бурения. Влияние плотности и вязкости бурового раствора на изменение механической скорости. Влияние плотности: С увеличением плотности БР механическая скорость уменьшается за счет прижатия отколовшихся частиц г.п. к забою, вследствие чего ухудшается промывка забоя. Влияние вязкости: С уменьшением вязкости (условной, динамической, пластической) промывочной жидкости отмечается общий положительный эффект: снижаются энергетические затраты на циркуляцию, улучшается очистка забоя за счет ранней турбулизации потока под долотом, появляется возможность реализовать большую гидравлическую мощность на долоте, уменьшаются потери давления в кольцевом пространстве скважины. С увеличением условной вязкости от 30 до 80 с механическая скорость бурения снижается на 30 %, а средняя проходка на долото - на (20 - 25)%. Классификация буровых промывочных жидкостей: - промывочные жидкости на водной основе; - промывочные жидкости на углеводородной основе; - газы и газообразные смеси. Полимерные растворы. Полимерными называются водные растворы высокомолекулярных веществ,молекулы которых построены путем многократного повторения одного и того же звена - мономера. Если в молекуле чередуются разные мономеры, то такое ВМВ называется сополимером. -Псевдопластичные свойства, благодаря которым полимерные растворы обладают хорошей очистной, несущей (транспортирующей) и удерживающей способностью. -Способность создавать на стенках скважин полимерную пленку, препятствующую проникновению фильтрата в поры горных пород. Это обусловлено проявлением полимерными растворами полиэлектролитных свойств, обеспечивающих, благодаря наличию зарядов, адсорбцию молекул полимера на стенках скважин, а также на частицах выбуренных пород. Последнее, т.е. адсорбция молекул полимера на частицах выбуренных пород, обеспечивает улучшение очистки бурового раствора от шлама вследствие процесса флокуляции. - эффект Томса Длинноцепочечные полимеры обладают уникальной способностью снижать гидравлические сопротивления при турбулентном режиме течения Экспериментально установлено, что добавки некоторых ВМВ позволяют снизить гидравлические сопротивления по сравнению с растворителем (водой) на 80 %. 36. Основные определения проектирования, реконструкции и технического перевооружения предприятия. Проектирование — инженерная деятельность, направленная на создание новых объектов, машин, методов и процессов. Проектирование — творческий процесс. Имеется много определений понятия «проектирование». Важность и необходимость такого определения обусловлена появлением САПР (систем автоматизированного проектирования). Последним объясняются и трудности в разработке такого определения, которое бы одновременно удовлетворяло широкие инженерные круги и специалистов САПР. Проектирование — целенаправленная последовательность актов принятия проектных решений, приводящая к построению описания проектируемого объекта с заданной степенью детализации. Под описанием проектируемого объекта следует понимать документацию, представленную как в текстовом, так и в графическом или кодовом виде. Проектирование – процесс, позволяющий провести некую техническую идею до её инженерной модели. Результатом этого процесса является проект, который представляет из себя, как правило, графическую часть (чертежи, схемы) и пояснительную записку (описание назначения изделия, функции, технические характеристики и т.д.). К реконструкции относится переустройство существующих объектов основных средств, связанное с совершенствованием производства и повышением его технико-экономических показателей и осуществляемое по проекту реконструкции основных средств в целях увеличения производственных мощностей, улучшения качества и изменения номенклатуры продукции. В частности, к реконструкции зданий относится комплекс строительных работ и организационно-технических мероприятий, направленных на изменение основных показателей ОС (изменение планировки помещения, строительного объема и общей площади здания, вместимости или пропускной способности, возведение надстроек (пристроек), повышение уровня инженерного оборудования и др.). К техническому перевооружению относится комплекс мероприятий по повышению технико-экономических показателей ОС или их отдельных частей путем внедрения передовой техники и технологии, механизации и автоматизации производства, модернизации и замены морально устаревшего и физически изношенного оборудования новым, более производительным. 37. Оборудование для кислотной обработки. Обвязка устья скважины при солянокислотной обработки (СКО). Агрегаты для транспортирования и нагнетания кислоты в пласт. Наиболее распространенными методами являются: I. Солянокислотная обработка; 2. Обработка пластов плавиковой (флористоводородной) кислотой; 3. Обработка растворами ПАВ; 4. Обработка с использованием различных комбинированных вышеперечисленных веществ. Методы хим. воздействия позволяют: очистить и расширить каналы для движения флюида из пласта; образовать новые каналы за счет растворения минералов; изменить фазовую проницаемость. Солянокислотная обработка (НС1) применяется для воздействия на карбонатные породы и породы с карбонатным цементом. Эта обработка является сложным процессом, при котором одни минералы растворяются, другие образуются. Кислотные ванны: Применяют для очистки скважинного фильтра от глинистого раствора, цем. камня, продуктов коррозии металла и др. Могут производится и в необсаженных скважинах. Кислотная ванна проводится по следующей технологической схеме: 1. Спускается НКТ до подошвы обрабатываемого интервала; 2. Через НКТ заменяют буровой раствор на воду; 3, Закачивают р-р HCI при открытом затрубном пространстве. 4. Оставляют закаченную кислоту без давления для реагирования. 5. Обратной (через З.П.) вымывают кислоту и продукты реакции. Простая кислотная обработка - наиболее распространенный способ химического воздействия на пласт. Осуществляется, как правило, после проведения кислотной ванны Предназначены для вызова притока при его отсутствии или весьма малых притоках. Агрегаты для транспортирования и нагнетания кислоты в пласт. В основном используются кислотовозы следующих марок: 1-СИН-32; 2-КП-6.5; 3-СИН-37. СИН-32. В состав установки входит трехплунжерный насос, коробка отбора мощности, емкость для кислотных растворов, трубопроводы и запорная арматура. Цистерна и насос изготовлен из материалов стойким к кислотным растворам. Базовое шасси КРАЗ. Тип насосного агрегата СИН-32. Max давление 50 МПа. Мах подача 64,8 м3/ч. Вместимость 6 м3. КП-6.5. Предназначен для: 1-перевозки раствора ингибированной HCL. 2- для подачи кислоты на прием насосной установки или в другие резервуары (в районах с умеренным климатом). Кислотовоз включает в себя: цистерна, центробежный насос, вакуумная система, монифольд, трансмиссия. 38. Заканчивание скважины. Бурение продуктивного пласта. Освоение скважины на приток флюидов. Методы оценки пласта, такие как каротаж в скважинах, отбор кернов и опробование пластов, позволяют определить, будет ли проводиться заканчивание данной скважины для промышленной добычи. Кроме того, при этом выясняются некоторые характеристики потенциально продуктивных пластов, необходимые для выбора наиболее приемлемого метода заканчивания данной скважины. Возможны следующие варианты заканчивания скважины: обсаживанием, без спуска обсадной колонны и многозабойное. В 90% случаев применяется заканчивание обсаживанием. Этот метод подразделяется на: обычное заканчивание скважины с перфорируемой обсадной колонной, заканчивание скважины со стационарным оборудованием, многопластовое заканчивание скважины, заканчивание с отсеканием песка, заканчивание с отсеканием воды или газа. Бурение продуктивного пласта. Одним из наиболее важных условий сохранения естественной проницаемости продуктивного пласта при его вскрытии является, как уже отмечалось, максимально возможное снижение репрессии на продуктивный пласт. При вскрытии продуктивного пласта наибольшая величина гидродинамического давления на забое скважины достигается при работе бурового долота. В этот момент давление на забой скважины складывается из давления столба бурового раствора, потерь давления в кольцевом пространстве за бурильной колонной и гидродинамического давления, вызываемого вибрацией колонны при работе долота. Для сохранения естественной проницаемости при первичном вскрытии продуктивного пласта необходимо минимизировать репрессию на пласт вплоть до бурения на "равновесии". При реализации такой технологии увеличивается вероятность возникновения нефтегазопроявлений и опасности фонтанирования скважины. В связи с этим для управления продуктивным пластом и снижения опасности открытого фонтанирования целесообразно разработать технические средства обнаружения нефтегазопроявления продуктивного пласта на начальной стадии, то есть фиксации момента появления пластового флюида в кольцевом пространстве в зоне продуктивного пласта. Наиболее перспективным направлением в этой области представляется, разработка акустической системы непрерывного контроля за нефтегазопроявлениями при бурении скважин. Освоение скважины на приток флюидов. Освоение скважин осуществляется посредством снижения давления столба промывочной жидкости в скважине ниже пластового; при этом создается депрессия на пласт, благодаря которой и происходит вызов притока пластового флюида. Для этого в случае, когда пластовое давление выше гидростатического, заменяют тяжёлую промывочную жидкость на воду, а затем (если нет притока флюида) на нефть (газовый конденсат). Если пластовое давление не превышает гидростатическое, а пласт хорошо проницаем и незагрязнён, освоение скважин достигается снижением уровня жидкости следующими способами: газированием промывочной жидкости воздухом (эрлифт) или газом (газлифт), а также свабированием и откачкой жидкости насосом. В случае низкой проницаемости или сильной загрязнённости пласта перед освоением скважин выполняют работы по интенсификации притока пластового флюида в скважину. Если пластовое давление значительно ниже гидростатического, работы по освоению скважин проводят с использованием поверхностно-активных веществ. При положительных результатах освоения скважину, после испытания на различных режимах, передают в эксплуатации. 39. Экономическая сущность сервисной деятельности. Сервисная деятельность рассматривается как хозяйственное явление. Эта деятельность представляет собой разновидность экономической активности, направленной на создание общественных благ, на оказание услуг, производство сервисных продуктов в рамках рыночных отношений и на базовую профессиональную подготовку работников. Сервисная деятельность реализуется специализированными структурами обслуживания, которые выступают её субъектами. В качестве субъектов выступают конкретные предприниматели либо коллективы сервисных организаций: 1) предприятия(в т.ч. и специализированные): -транспортные - авиационные - ремонтные и т.д. 2) различного рода учреждения 3) фирмы (в т.ч. и специализированные) 4) различного рода бюро, конторы 5) прокатные, банковские, складские и др. организации. Деятельность субъектов полностью или частично основана на принципах рыночного обмена. В сфере услуг как правило осуществляется деятельность на коммерческой базе. В то же время многие государственные учреждения осуществляют обслуживание на смешанной основе: частично на коммерческих основах, частично на базе механизма безвозмездного распределения общественных благ. В целом такая деятельность позволяет развивать экономические и социальные отношения современного типа. Всё это говорит о том, что функционирующая в рамках рыночных отношений сервисная деятельность регулируется этими отношениями, однако уже на первоначальном этапе зарождения науки о сервисе характер труда по оказанию услуг насыщен целым рядом внерыночных элементов. Труд по оказанию услуг значительно отличается от труда по добыче нефти, переработке нефти в промышленном и сельскохозяйственном производстве. В последних случаях любой работник преобразует физические материалы или имеет дело с биоресурсами. Добывая, например, природное сырьё, выращивая сельхоз. культуры, создавая промышленные товары, человек затрачивает значительную энергию, этот расход подсчитывается и возмещавется в виде оплаты труда. Труд в сфере услуг во многом приобретает другой характер, здесь работник имеет дело прежде всего с человеком, его потребностями и желаниями. Хотя услуга также осуществляет конструктивные изменения в окружающем мире, но эти изменения не приобретают столь ярко выраженного предметно-вещевого характера. Нельзя, например, сравнивать труд парикмахера и того, кто ремонтирует нефтяные предприятия. Таким образом осуществляя услугу работник сервиса имеет дело с весьма тонкими свойствами конкретных вещей, а также социальными связями, психологией и сознанием людей. В последнее десятилетие сервисная деятельность стала полноправным объектом куплипродажи. Сервисную деятельность можно характеризовать с точки зрения экономики показателями, эти показатели включаются в комплексные показатели экономического развития страны. Различают 2 типа показателей: 1-рыночные, 2-нерыночные. По признакам услуг можно рассмотреть след. показатели, которые сообщают сервисной деятельности как экономическому явлению, специфический характер: 1) процесс оказания услуг, который представляет собой особого рода деятельность для которой характерно партнёрское взаимодействие производителя и потребителя – это рыночный показатель. 2) это услуги, которые оказываются и носят неосязаемый характер. Здесь требуются материальные ресурсы. 3) это услуги, не существующие до начала их предоставления, их нельзя хранить или складировать. Процесс производства услуг происходит одновременно с их потреблением. 4) потребитель нередко принимает прямое участие в процессе оказания услуг, однако его присутствие необязательно постоянно, но он должен появиться в конце оказания услуги. Разные виды услуг приобретают по отношению друг к другу взаимодополнительный характер, без чего сервисная деятельность становится невозможной. Субъекты сервисной деятельности, взаимодействуя и дополняя активность друг друга, создают сервисные продукты. Сервисный продукт- явление более сложное и ёмкое, нежели просто услуга. Данный продукт складывается из действий таких важных компонентов как: 1) труд всех субъектов сервисной деятельности, причастных к данной разновидности услуг (работников конкретного сервисного предприятия) 2) функционирование вспомогательных механизмов (технологического оборудования), задействованных в создании продукта 3) материальные вещества, предметы и товары, используемые в услуге. 40. Оборудование для цементирования скважин. Обвязка устья скважины при ее цементировании. Цементирование – искусственное заполнение пор, трещин, пустот в горных породах цеметным раствором под давлением. Основное назначение ЦА - закачка цементного раствора в скважину. Кроме того они могут быть использованы для выполнения других работ в скважинах гидроразрыв пород, промывка песчаных пробок, опрессовка труб и колонн). В состав ЦА входят основные узлы: цементировочный насос; мерные емкости: приемный бачок; водопадающий насос; комплект напорных трубопроводов. Все оборудование смонтировано на транспортной базе автомобиля. ЦА при цементировании работают в паре со смесительными машинами, которые готовят цементный раствор по следующей схеме: вода для затворения цемента подается в мерные емкости ЦА, оттуда водоподоющим насосом доставляется в смесительное устройство смесительной машины, где готовится цементный раствор. От смесительной машины цементный раствор подается в приемный бачок цементировочного агрегата, откуда цементировочным насосом по трубопроводу высокого давления закачивается в скважину. Основные технические характеристики цем. агрегата: производительность цементировочного насоса и развиваемое насосом давление. В настоящее время для цементирования скважин применяются цементировочные агрегаты типа ЦА-100, ЦА-320, ЦА-400. 41. Технологические процессы при КРС. Ремонтно-восстановительные работы. Изоляционно-восстановительные работы. Комплекс работ связанных с устранением неполадок с подземным оборудованием(штанговые насосы, уэцн)связанных с устранением и стволом скважины называется ПРС.ПРС различают на текущий и капитальный. К ТКРС относятся работы :ликвидация аварий со штангами , смена износившихся насосов, штанг, труб, очистка забоя от песка, изменение степени погружения насоса и подъемных труб. КРС – это самая большая операция по реанимированию скважин, которая нужна для поддержания максимального уровня добычи нефти. Основные работы по КРС:изоляционновостановительные, ремонтно-исправительные,ловильные работы, зарезка и бурение второго ствола . Ремонтно-изоляционные работы при капитальном ремонте скважин проводят для перекрытия путей движения посторонних вод к эксплуатационному объекту. При эксплуатации нефтяных месторождений посторонняя вода может поступать в период освоения скважины или в процессе эксплуатации. Причиной прорыва посторонних вод являются: 1-некачественное цементирование обсадной колонны в процессе бурения; 2- разрушение цементного кольца в затрубном пространстве или цементного стакана на забое скважины; 3- наличие в теле колонны слома, трещин, раковин; 4- наличие соседней обводненной скважины. При капитальном ремонте исправляют повреждения обсадных колонн и изолируют пути движения в скважину верхних, нижних, подошвенных и пластовых вод. Изоляцию верхней воды, поступающей через нарушение обсадной колонны, проводят: 1- заливкой цементным раствором на водной основе через нарушение в колонне под давлением с последующим разбуриванием цементного кольца; 2- заливкой цементным раствором с последующим вымыванием его излишков; 3- спуском дополнительной колонны и ее цементированием; 4- спуском специальных пакеров. Изоляцию верхней воды, поступающей через отверстия фильтра, осуществляют: 5- заливкой цементным раствором через отверстие фильтра с последующим разбуриванием цементного кольца или вымыванием излишков цементного раствора; 6- заливкой нефтецементным раствором через отверстия фильтра с последующим вымыванием излишков раствора. Для изоляции верхних вод через нарушение в колонне закачивают под давлением цементный раствор. Предварительно отверстия фильтра затрамбовывают песком, и если необходимо, создают цементный стакан под насыпной пробкой ниже дефекта в колонне. После затвердения раствора колонну испытывают на герметичность опрессовкой, а затем разбуривают цементный стакан и песчаную пробку с промывкой скважины до забоя. При наличии в колонне нескольких дефектов ремонт их проводят в таком же порядке, начиная сверху. Верхнюю воду, поступающую через отверстия фильтра, изолируют закачкой нефтецементного раствора. Изоляцию нижних вод проводят созданием нового цементного стакана разбуриванием до прежнего забоя и последующей промывкой. Процесс цементирования осуществляют способом "сифона" с помощью желонки (в неглубоких скважинах) или заливочного агрегата (в глубоких скважинах). При этом раствор подается небольшими порциями без давления. Технология проведения изоляции подошвенных вод аналогична технологии при изоляции нижних вод. Цементирование проводят нефтенасыщенным раствором, а раствор нагнетается под давлением. Иногда перед этим предварительно производят гидравлический разрыв пласта. Ремонт и исправление работы. Ремонт и исправление дефектов эксплуатационной колонны проводятся: 1- при смятии или разрушении обсадной колонны, 2- образовании в ней трещин, коррозии, 3- нарушении резьбовых соединений. Перечисленные дефекты могут быть одиночными либо множественными, располагающимися в определенном интервале эксплуатационной колонны. Единичное смятение колонны исправляют с помощью специального инструмента — оправочных долот или фрезеров различной формы. Поврежденный участок обрабатывают в несколько приемов: сначала начинают работать инструментом, диаметр которого на 4—5 мм больше минимального внутреннего размера поперечного сечения смятой части колонны, и после каждого прохода применяют инструмент, на 5 мм превышающий предыдущий по диаметру. Исправление смятия колонны начинают с использования оправочных долот, спускаемых на колонне бурильных труб и вращаемых ротором с частотой до 80 мин. Если в процессе исправления место смятия не удается пластически деформировать и колонна начинает протираться, то применяют грушевидный или колонный фрезер. Обработку ведут до тех пор, пока шаблон номинального диаметра для данной колонны не будет свободно проходить через исправленный участок. После исправления дефекта выправленный участок необходимо изолировать от воздействия пластовых вод с наружной поверхности и исключить возможность их проникновения через какие-либо мелкие трещины, которые могли образоваться в процессе пластического деформирования колонны. Изоляция исправленного участка достигается: 1- созданием кольца цементного раствора вокруг эксплуатационной колонны в зоне дефекта путем нагнетания в заколонное пространство цементного раствора; 2- установкой металлических пластырей устройством типа Дорн; спуском дополнительной колонны или «летучки»; возвратом скважины на вышележащий горизонт; зарезкой и бурением второго ствола. Последние три способа используют в тех крайних случаях, когда применение предыдущих не дало эффекта или по каким-либо причинам не удалось реализовать. Наиболее прогрессивно применение устройства Дорн для изолирования дефектов в стенке колонны (трещины, свиши, образовавшиеся в результате коррозии, протиры, нарушение резьбовых соединений), а также перфорационных отверстий. При использовании устройства Дорн в скважину спускают предварительно деформированную (с образованием гофров в продольном направлении) трубу, которая в процессе ее нагружения специальной головкой, пропускаемой через внутреннее отверстие, расправляет имеющиеся складки и плотно прижимает пластырь к стенкам скважины 42. Текущий и капитальный ремонт резервуаров. Порядок организации сварочных работ. Капитальный ремонт резервуара - замена (полностью или частично) конструкций корпуса, днища, кровли и оборудования резервуаров. Капитальный ремонт резервуаров должен быть заранее обеспечен всеми необходимыми материалами, оборудованием и персоналом. Капитальный ремонт резервуара следует проводить по мере необходимости. Срок проведения капитального ремонта назначают на основании результата проверок технического состояния, осмотров при текущих ремонтах резервуара и его оборудования, а также осмотров во время зачисток резервуара от загрязнений и нефтяных остатков. При капитальном ремонте выполняют все работы, предусмотренные средним ремонтом, а также заменяет дефектные листы корпуса, днища и крыши, исправляют положение резервуара (при неравномерной осадке), ремонтируют основание, исправляют или заменяют оборудование. Дефекты, встречающиеся в элементах конструкции резервуаров, условно можно разделить на шесть групп: 1- металлургические - появившиеся при изготовлении проката (закаты, расслоения, неравномерное легирование, задиры, микротрещины, нарушение геометрии проката и т.п.); 2- проектные - появившиеся из-за несовершенств проекта; 3- заводские - появившиеся на этапе изготовления рулонных или иных заготовок (дефекты сварки и сборки); 4- транспортные - появившиеся в процессе транспортировки заготовок до монтажной площадки (вмятины, смятие части рулона, вырывы, задиры, гофры и т.п.); 5- монтажные - появившиеся в процессе монтажа резервуара (дефекты сварки и монтажа металлоконструкций, дефекты оснований и фундаментов, неубранные остатки монтажных приспособлений, угловатость монтажных швов и т.п.); 6- эксплуатационные - появившиеся в процессе эксплуатации резервуара (осадка, потеря устойчивости, коррозия, хлопуны и т.п.). Методы ремонта должны выбираться в зависимости от видов дефектов и их геометрических характеристик по результатам полного диагностирования резервуара и расчетов экономической целесообразности. Работы по ремонту резервуаров проводятся с соблюдением действующих правил охраны труда и пожарной безопасности. При проведении огневых работ перед их началом оформляется наряд-допуск (Приложение Р), который предусматривает весь объем работ в течение указанного в нем срока. В проекте ремонта должна быть разработана технология ремонта с обоснованием принятых технических решений и стройгенплан объекта, на котором должны быть нанесены все временные сооружения, проезды для техники, коммуникации, линии подвода электроэнергии, телемеханики, канализации и водопровода, площадки укрупненной сборки металлоконструкций, стоянки с указанием порядка перемещения строительной техники, места установки средств пожаротушения и предупредительных знаков. Контроль качества ремонтных работ осуществляется заказчиком или независимой организацией имеющей лицензию, не зависимо от выполнения контроля качества силами монтажной организации. Авторский надзор выполняется организацией, разработавшей проект ремонта данного резервуара. Гидравлические испытания на прочность и герметичность следует проводить после выполнения капитального ремонта (за исключением случаев, когда при ремонте не производилась замена металлоконструкций, а срок эксплуатации резервуара не превышает 20 лет). Текущий ремонт резервуаров Для поддержания резервуарных парков и отдельных резервуаров в работоспособном состоянии, в период между капитальными ремонтами, должны проводиться их своевременное и качественное техническое обслуживание и текущий ремонт. Техническое обслуживание и текущий ремонт резервуаров и других составных частей резервуарного парка осуществляются силами и средствами перекачивающих станций, наливных пунктов и нефтебаз. Текущий ремонт проводится с целью поддержания техникоэксплуатационных характеристик. Текущий ремонт резервуарного парка в целом или отдельных его резервуаров осуществляется по мере необходимости по результатам осмотра резервуарных парков КПК всех уровней и ответственными лицами станций, наливных пунктов, нефтебаз, филиалов предприятий. Текущий ремонт резервуаров необходимо проводить не реже 1 раза в два года. Текущий ремонт резервуара для нефтепродуктов включает в себя такие мероприятия, как: 1- очистка внутренней поверхности резервуара от коррозионных отложений 2- проверка технического состояния корпуса, днища и крыши и заварка коррозионных раковин и отверстий с постановкой отдельных заплат 3- проверка и ремонт сварных швов, заправка и чеканка клепаных швов 4- ремонт змеевиковых подогревателей 5- проверка всего резервуарного оборудования и в необходимых случаях ремонт или замена оборудования 6- испытание на прочность и плотность отдельных узлов или резервуара в целом 7- окраска резервуара. Ответственность за организацию и осуществление технического обслуживания и текущего ремонта резервуарных парков, резервуаров и оборудования установленного на резервуаре и в резервуарном парке возлагается должностное лицо (специалиста), на которого по должностному положению (инструкции) возложены функции по содержанию и обслуживанию резервуарных парков. При текущем ремонте РВС выполняются следующие работы: 1- ремонт кровли, верхних поясов стенки с применением эпоксидных или иных клеевых соединений; 2- ремонт сифонных кранов; 3- набивка сальников задвижек; 4- ремонт отмостки; 5- окраска; 6- подтяжка болтов; 7- замена кассет на огневых предохранителях; 8- ремонт прочего оборудования, расположенного с внешней стороны резервуара, который может быть выполнен без вывода резервуара из эксплуатации. При текущем ремонте ЖБР выполняются следующие виды работ: 1-тремонт кровли резервуара нанесением торкрет - раствора, торкрет -бетона или укладкой бетона по арматурной сетке (армирование конструктивное), а также защита бетона путем пропитки его или покраски различными составами; 2- набивка сальников задвижек; 3- ремонт заземления; 4- замена кассет на огневых предохранителях. Сварка резервуара должна выполняться по проекту производства работ, составленному в соответствии с требованиями СНиП 3.03.01, ВСН 311. К ручной сварке, а также к установке прихваток допускаются сварщики не ниже 5 разряда (резервуары емкостью до 5000 м3 включительно) и сварщики 6 разряда (резервуары емкостью свыше 5000 м3), имеющие действительные удостоверения установленного образца на право производства ответственных сварочных работ и сварившие контрольные образцы. При ремонте резервуаров применять ручную дуговую сварку. Механизированная сварка (автоматами и полуавтоматами) при ремонте резервуаров может применяться только при сварке днищ, уторного шва, центральной части металлического понтона и швов, соединяющих центральную часть металлического понтона с коробами, в соответствии с требованиями ГОСТ 8713 и ГОСТ 14771. Рекомендуется применять механизированную сварку под флюсом, в защитных газах и с порошковой проволокой. Применение газовой сварки для ремонта элементов резервуаров не допускается. Режимы ручной дуговой сварки выбирать в соответствии с паспортом на применяемые электроды, наклеенным на упаковке. Сварку под слоем флюса использовать для сварки швов в нижнем положении. Автоматическую сварку в среде углекислого газа использовать для сварки швов в нижнем положении. Сварку при ремонте и устранении дефектов резервуаров рекомендуется выполнять при температуре окружающего воздуха не ниже минус 10 °С. Для выполнения сварочных работ при температуре ниже минус 30 °С сварщик должен пройти соответствующие испытания. Сварщик, прошедший указанные испытания, может быть допущен к сварочным работам при температуре окружающего воздуха на 10 °С ниже температуры пробной сварки. Геометрические размеры собранных стыков, чистота свариваемых кромок должны быть проверены мастером непосредственно перед прихваткой. Ручную сварку стыковых швов при ремонте резервуаров следует выполнять обратноступенчатым способом. Длина ступени не должна превышать 200-250 мм. Ручную сварку многослойного сварного шва уторного соединения рекомендуется выполнять секциями обратноступенчатым способом. В пределах каждой секции швы также сваривают обратноступенчатым способом участками длиной до 300 мм. Длина единовременно свариваемого шва каждого слоя секции принимается до 900 мм. При сварке низколегированных сталей длина каждой секции не должна превышать 350 мм. Сначала заваривают внутренний шов, а затем наружный. Многослойную сварку швов из низколегированной стали (при толщине более 6 мм) рекомендуется выполнять короткими участками так, чтобы последующий шов накладывался на предыдущий неостывший слой. На последние слои, имеющие температуру около 200 °С, по линии их стыка накладывают отжигающий валик, края которого должны отстоять на 2-3 мм от ближайших границ проплавления. Механизированную сварку под флюсом следует выполнять без предварительного скоса кромок металла толщиной до 12 мм и со скосом кромок - при толщине более 12 мм. Сварку в среде углекислого газа следует выполнять без предварительного скоса кромок металла толщиной до 10 мм и со скосом кромок - при толщине более 10 мм. По окончании сварочных работ, выполнявшихся при ремонте и устранении дефектных мест резервуара, все вспомогательные сборочные приспособления и остатки крепивших их швов должны быть удалены, сварные соединения и места сварки очищены от шлака, брызг, натеков металла и, при необходимости, окрашены. 43. Оборудование ствола скважины, законченной бурением В понятие конструкции скважины входят, в частности, диаметр ствола скважины, который определяется размером долота, глубина бурения, диаметры и глубина спуска обсадных колонн, высота поднятия цементного раствора. При некоторых эксплуатационных работах необходимы сведения об этих параметрах. Сведения необходимы для правильного оснащения скважины оборудованием и выбора наиболее рационального технологического режима. Наиболее часто при эксплуатации необходимо знать размеры эксплуатационной колонны и конструкцию обвязки обсадных труб на устье скважины, т. е. конструкцию колонной головки. Внутренний диаметр обсадной колонны ограничивает габариты оборудования, спускаемого в скважину. А от габаритов оборудования зависят его параметры, в частности подача скважинного насоса и мощность привода скважинных насосов с погружным электродвигателем. В некоторых случаях малый диаметр эксплуатационной колонны скважины может ограничить отбор продукции пласта через данную скважину. Сведения о колонной головке и особенно данные о верхнем фланце определяют подсоединительные размеры эксплуатационного оборудования, монтируемого на устье скважины. При некоторых работах требуются и более подробные сведения. Так, например, при термическом воздействии на пласт часто надо знать размеры цементного кольца, качество цементного раствора и камня. В зависимости от геологических условий и условий бурения скважина может иметь две, три или больше обсадных колонн. Соответственно изменяется и сложность колонной головки. Колонные головки удерживают в подвешенном состоянии колонны обсадных труб, герметизируют межтрубные пространства, имеют верхний фланец для подсоединения к нему эксплуатационного оборудования. Внутренние колонны обычно подвешиваются на клиньях. Колонная головка при эксплуатации скважины должна не только герметизировать межтрубные пространства, но и позволять замерять в них давление, отводить из них газ или заполнять их тяжелой жидкостью при газопроявлении. Для этого в колонных головках имеются отверстия, закрытые пробками. Вместо пробок можно подсоединять трубки манометров или технологические трубопроводы. В некоторых случаях должно быть обеспечено передвижение колонн относительно друг друга без потери герметичности затрубного пространства (например, в случае подачи в скважину теплоносителя). Тогда колонная головка оснащается сальником, который позволяет эксплуатационной колонне перемещаться в вертикальном направлении без нарушения герметичности затрубного пространства. 44. Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосами. Основные причины выхода из строя скважины при эксплуатации штанговыми насосами. Наиболее распространённый способ добычи нефти – с помощью глубинных насосов – штанговых и бесштанговых. ШТАНГОВЫЕ СКВАЖИННЫЕ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ (ШСНУ) Две трети фонда (66%) действующих скважин стран СНГ (примерно 16,3% всего объема добычи нефти) эксплуатируются ШСНУ. Дебит скважин составляет от десятков килограммов в сутки до нескольких тонн. Насосы спускают на глубину от нескольких десятков метров до 3000 м., а в отдельных скважинах на 3200 ¸ 3400 м. Рис. 3.12. Схема установки штангового скважинного насоса ШСНУ включает: 1. Наземное оборудование: станок-качалка (СК), оборудование устья. 2. Подземное оборудование: насосно-компрессорные трубы (НКТ), насосные штанги (НШ), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях. Отличительная особенность ШСНУ обстоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг (рис. 3.12). Штанговая глубинная насосная установка (рис. 3.12) состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4 насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станкакачалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1. Станок-качалка и есть один из элементов эксплуатации скважин штанговым насосом. По сути, станок-качалка является приводом штангового насоса, расположенного на дне скважины. Это устройство по принципу действия очень похоже на ручной насос велосипеда, преобразущий возвратно-поступательные движения в поток воздуха. Нефтяной насос возвратно-поступательные движения от станка-качалки преобразует в поток жидкости, которая по насосно-компрессорным трубам (НКТ) поступает на поверхность. Если по порядку описать происходящие процессы при данном виде эксплуатации, то получится следующее. На электродвигатель станка-качалки подается электричество. Двигатель вращает механизмы станка-качалки так, что балансир станка начинает двигаться как качели и подвеска устьевого штока получает возвратно-поступательные движения. Энергия передается через штанги – длинные стальные стержни, скрученные между собой специальными муфтами. От штанг энергия передается штанговому насосу, который захватывает нефть и подает ее наверх. При эксплуатации скважины штанговыми насосами к добываемой нефти не предъявляются строгие требования, которые имеют место при других способах эксплуатации. Штанговые насосы могут качать нефть, характеризующуюся наличием механических примесей, высоким газовым фактором и так далее. К тому же, данный способ эксплуатации отличается высоким КПД. В России изготавливаются станки-качалки 13 типоразмеров по ГОСТ 5688-76. Штанговые насосы производят ОАО «Элкамнефтемаш» г.Пермь и ОАО «Ижнефтемаш» г.Ижевск. При эксплуатации скважин ШНУ могут происходить следующие осложнения: - Износ штанг и истирание НКТ; - Поступление из пласта в скважину вместе с нефтью пластовой воды; - Поступление из пласта в скважину газа и песка; - Отложение парафина на клапанах насоса, стенках и поверхностях труб и штанг. 45.1 Планово-бюджетная система управления нефтяной компанией (ВИНК) Основными формами планирования деятельности нефтяной компании (ВИНК) являются планирование: - производственной программы; - инвестиционной программы; - программы привлечения заёмных средств; - налоговое планирование. Производственная программа включает планы производственно-сбытовой деятельности по технологическим звеньям вертикально-интегрированной цепи. Планы добычи, производства и поставки нефтепродуктов имеют целью обеспечить и сбалансировать загрузку производственных мощностей и оптимизировать прибыль (доход) от операций с нефтью и нефтепродуктами. План производства и размещения нефти включает след. разделы: 1) доставка нефти нефтедобывающими дочерними обществами и её поставка головной компании, а также продажа нефти прочим структурам; 2) размещение нефти из ресурсов головной компании, в т.ч. на экспорт, реализацию на внутреннем рынке и нефтепереработку. Раздел по добыче нефти содержит объёмные показатели (тонны, баррели) и цены сдаваемой нефти, а также детализацию поставок нефти головной компании. Раздел по производству нефтепродуктов содержит объёмные показатели и цены по нефтепродуктам. Информация по поставкам на внешние рынки детализируется по направлениям: дальнее и ближнее зарубежье, на внутренний рынок – по каналам продаж. Планы добычи и поставок нефти, производства и поставок нефтепродуктов составляются на год, с поквартальной и помесячной разбивкой. План на месяц в подекадной разбивке регулярно корректируется по результатам исполнения. К основным плановым документам дочерних обществ относятся планы: - добычи и сдачи нефти; - производства и сдачи нефтепродуктов; - продажи нефти и нефтепродуктов; - прибылей и убытков; - прогнозный баланс; - движения платёжных средств; - финансирования инвестиций; - кредитов; -налогов и платежей. Инвестиционная программа детализируется в годовых планах головной компании и дочерних обществ. Эта программа постоянно обновляется в информационной базе по новым проектам и по проектам капиталовложений в действующее производство. Бюджетные инвестиции составляются в разбивке по рублёвым и валютным средствам. В виде справочной информации указываются курсы конвертации рублей в доллары для каждого квартала. Основной целью налоговых бюджетов является обеспечение оптимизации (минимизации), своевременности и полноты налоговых выплат. Налоговые бюджеты составляются на год в поквартальной разбивке, на квартал в помесячной разбивке и на месяц в подекадной разбивке. В налоговых бюджетах головной компании раскрываются налоговые выплаты по собственным обязательствам и по обязательствам каждого из дочерних обществ в той части, где они финансируются из бюджета головной компании. Максимальная централизация финансового управления в головной компании обеспечивает: - реализацию крупных инвестиционных проектов, которые оказываются не под силу отдельным дочерним предприятиям; - оптимальное сочетание быстроокупаемых проектов в секторе нефтепродуктов с более прибыльными, но долгосрочными проектами в секторе нефтедобычи; -консолидацию прибыли и амортизационных накоплений как основного источника инвестиций; - централизованное привлечение заёмных и партнёрских средств; - перераспределение оборотных средств для своевременных расчётов по наиболее критическим направлениям хозяйственной деятельности. В условиях централизации основным консолидированным центром прибыли компании становится её корпоративный центр-головная компания. Основные центры затрат - дочерние общества компании по разведке и добыче нефти и нефтепереработке и нефтехимии - должны стремиться к тому, чтобы продукция в необходимом объёме и с определённым уровнем качества была произведена в срок, с минимальными затратами. К компенсации дочерних обществ относится: совершенствование производственного процесса и его размещения, использование более технологичного оборудования, повышение уровня обслуживания производственных нужд, сокращение доли постоянных затрат, не влияющих на выпуск продукции. Дополнительные центры затрат – подразделения по внутрикорпоративному сервису – должны стремиться к снабжению дочерних обществ компании необходимыми материалами с минимальными затратами при заданном ровне качества. К их компетенции относится: контроль качества сырья и материалов, сокращение периода между закупкой и доставкой, использование более дешёвых комплектующих, повышение частоты поставок с целью сокращения товарных запасов, введение и обновление базы поставщиков. Центры доходов – дочерние общества нефтепродуктообеспечения – должны стремиться к максимизации продаж при сохранении нормативного уровня затрат. Регулирующими и основными доходами бюджета головной компании являются: - доходы от экспорта нефти и нефтепродуктов; - средства от продажи нефти на внутреннем рынке; - доходы от новых проектов; - доходы от заёмных и акционерных средств; Основными расходами головной компании являются: - инвестиции в новые проекты; - расходы по обслуживанию и возврату привлечённых средств; - средства по уплате федеральных налогов и сборов; - расходы по экспорту нефти и нефтепродуктов; - затраты на реализацию нефти и нефтепродуктов на внутреннем рынке; - расходы по транспортировке нефти и нефтепродуктов; - административные и коммерческие платежи по текущей деятельности; - расходы по оплате нефти, поставляемой дочерними обществами нефтедобычи; - расходы по оплате услуг, поставляемых дочерними обществами нефтепереработки. Основными доходами бюджетов дочерних обществ являются доходы: - от продажи нефтепродуктов на внутреннем рынке; - от оказания услуг сторонним организациям (нефтепереработка); - от продажи нефти на экспорт по комиссионным соглашениям с головной компанией; - доходы от поставки нефти головной компании; - доходы от предоставления услуг головной компании. Основными расходами дочерних обществ являются расходы: - по добыче нефти; - по нефтепереработке; - по продажам нефтепродуктов на внутреннем рынке; - по инвестиции в действующее производство; - по уплате региональных и местных налогов и сборов; - по обслуживанию и погашению заёмных средств; - административные и коммерческие расходы по текущей деятельности. Дочерние общества нефтедобычи и нефтепереработки являются центрами затрат, поскольку большая масса их собственных платёжных средств формируется из регулируемых расходных статей бюджета головной компании. 45.2Стиль руководства. В толковом словаре по управлению дается следующее определение: «Стиль управления совокупность наиболее характерных и устойчивых методов решения задач и проблем, используемых руководителями организаций и предприятий в своей практической деятельности». По Мескону, стиль руководства - это привычная манера поведения руководителя по отношению к подчинённым, чтобы оказать на них влияние и побудить к достижению стилей организации. Кнорринг дает следующее определение: «Стиль руководства - привычная для конкретного руководителя система методов, реакций на возникающие ситуации, используемая им в своей практической деятельности». Авторитарный стиль руководства (автократический, директивный, административный). Авторитарное руководство характеризуется чрезмерной централизацией власти руководителя, самовластным решением всех вопросов, касающихся деятельности организации, ограничением контактов с подчиненными. Этот стиль свойственен решительным, властным, волевым людям, жестким по отношению к окружающим. Автократ «все знает сам» и не терпит возражений. Никому не доверяет, не ставит в известность о своих намерениях; отдает деловые, краткие распоряжения; запреты часто сопровождаются угрозами. Похвала и порицание работников крайне субъективны. Эмоции подчиненных и коллег в расчет не принимаются. Дела в коллективе планируются заранее во всем их объеме, определяются лишь непосредственные цели для каждого работника. Голос руководителя является решающим, а его позиция находится вне группы. Существуют разновидности авторитарного стиля: - «эксплуататорский». - «благожелательный». «Эксплуататорский» авторитарный стиль сводится к тому, что руководитель, не доверяя подчиненным и не спрашивая их мнения и советов, единолично решает все вопросы, и берет на себя ответственность за все, давая исполнителям только указания, что, как и когда делать, в качестве основной формы стимулирования использует наказание. Сотрудники относятся к приказам руководителя безразлично или негативно, радуются любой его ошибке, находят в ней подтверждение своей правоты. В целом в результате этого в организации или подразделении формируется неблагоприятный морально-психологический климат, и создается атмосфера для развития производственных конфликтов. При более мягкой «благожелательной» разновидности авторитарного стиля руководитель относится к подчиненным снисходительно, интересуется при принятии решений их мнением, но, несмотря на его обоснованность, может поступить по-своему. Если это делается демонстративно, психологический климат ухудшается. Данный стиль руководства предоставляет подчиненным определенную самостоятельность, пусть даже в ограниченных пределах. Мотивирование страхом здесь присутствует, но оно минимально. Появление руководителя-автократа связано с особенностями его характера. В большинстве случаев это властные, настойчивые и упорные люди, с преувеличенными представлениями о собственных способностях, обладающие большим стремлением к престижности и власти. По темпераменту они являются холериками. Демократический стиль руководства (коллегиальный). Демократический стиль формируется у людей, которые не любят брать ответственность на себя, ответственность не концентрируется, а распределяется в соответствии с переданными полномочиями. Руководство характеризуется высокой степенью децентрализации полномочий, активным участием сотрудников в принятии решений. Создается атмосфера, при которой выполнение служебных обязанностей становится делом привлекательным, а достижение при этом успеха служит вознаграждением. Это стиль предусматривает инструкции в форме предложений, не сухую речь, а товарищеский тон, похвалу и порицание - с учетом мнения коллектива. Мероприятия в коллективе планируются. Распоряжения и запреты проводятся на основе дискуссий. Позиция руководителя - внутри группы, т.е. руководитель, ведет себя как один из членов группы; каждый сотрудник может при нем свободно выражаться по разным вопросам. По своему складу такой руководитель рассеян, безалаберен, толком не может ставить цели, слишком мягкий по характеру, коммуникативный, но слабый организатор. При осуществлении контроля демократ обращает внимание на конечный результат. Такая обстановка создает условия для самовыражения подчиненных, у них развивается самостоятельность, что способствует восприятию достижения целей организации как своих собственных. Такое взаимодействие руководителя и подчиненных можно определить как сотрудничество. На практике выделяют две разновидности демократического стиля: - «консультативную». - «партисипативную». В условиях «консультативной» руководитель доверяет подчиненным, консультируется с ними, стремиться использовать все лучшие советы, которые предлагают подчиненные. Среди стимулирующих мер преобладает поощрение, а наказание используется в исключительных случаях. Сотрудники удовлетворены такой системой руководства, несмотря на то, что большинство решений подсказывается им сверху. Подчиненные стараются оказать своему начальнику помощь и поддержать морально в необходимых случаях. «Партисипативная» разновидность демократического стиля руководства основана на том, что руководители полностью доверяют подчиненным во всех вопросах, всегда их выслушивают и используют все их предложения, организуют обмен всесторонней информацией, привлекают подчиненных к постановке целей и контролю за их исполнением. Обычно демократический стиль управления применяется в том случае, когда исполнители хорошо разбираются в выполняемой работе, и могут внести в нее новизну и творчество. Либеральный стиль руководства (нейтральный, попустительский). Формируется у людей, которые не любят брать ответственность на себя. Руководитель ставит перед исполнителями проблему, создает необходимые организационные условия для их работы, задает границы решения, а сам отходит на второй план. За собой он сохраняет функции консультанта, арбитра, эксперта, оценивающего полученные результаты. При этом поощрение и наказание отступают на второй план по сравнению с внутренним удовлетворением, которое получают подчиненные от реализации своего потенциала и творческих возможностей. Подчиненные избавлены от постоянного контроля и «самостоятельно» принимают решения и стараются найти путь их реализации в рамках предоставленных полномочий. Они не догадываются, что руководитель все уже заранее продумал и создал для этого процесса необходимые условия, которые предопределяют конечный результат. Такая работа приносит им удовлетворение и формирует благоприятный морально-психологический климат в коллективе. Применение этого стиля имеет все большее распространение из-за растущих масштабов научнотехнической деятельности и опытно-конструкторских разработок, которые выполняются высококлассными специалистами, которые не хотят находиться под давлением и опекой. Его эффективность зависит от реального стремления подчиненных к этому, четкой формулировкой руководителем задач и условий их деятельности, его справедливостью в отношении оценки результатов и вознаграждения. Но такой стиль может превратиться в бюрократический, когда руководитель совсем устраняется от дел. Он передает все управление в руки независимых руководителей, которые от его имени управляют коллективом, применяя жесткие авторитарные методы руководства. Сам же он делает вид, что власть находиться в его руках, а на самом деле все больше становится зависимым от своих помощников. Становление руководителя-либерала может объясняться многими причинами. По характеру такие руководители люди нерешительные, добродушные, боящиеся ссор и конфликтов, не любящие брать ответственность на себя, рассеяны, безалаберны, толком не могут ставить цели, слишком мягкие по характеру. Они недооценивают значимости деятельности коллектива и то, что коллектив нуждается в них. Но может оказаться, что это высоко творческая личность, захваченная какой-то сферой своих интересов, но лишенная организаторского таланта. По этой причине обязанности руководителя оказываются для данного руководителя непосильными. Факторы формирования стиля: - черты характера; - личные качества; - общий уровень воспитанности и образованности; - пример другого руководителя. 46. Периодичность и порядок метрологического обслуживания раздаточных колонок и средств замера уровня на АЗС Средствами измерения на АЗС называют: трк (топливораздаточные колонки), метрошток (инструмент для измерения топлива), резервуар для хранения топлива. Процесс поверки средств измерения происходит в следующем порядке: - наружный смотр; - выявление нарушений в облицовке средства измерения, внутренних соединениях и элементах; качество и четкость отображения цифр на маркировочной табличке и шкале суммарного учета; общее состояние средства измерения. - тестирование - прокачка топлива через средство измерения для обнаружения дефектов работы (это касается, в основном, работы трк); - экспертиза по обнаружению нарушения герметичности и функциональных сбоев в работе частей средства измерения - при помощи насоса накачивают гидравлическую систему топливом оставляя при этом раздаточный кран закрытым, по истечение небольшого количества времени осматривают все места соединений на предмет течи топлива; - вынесение экспертной оценки по работе объекта - определение погрешностей в работе средства измерения. Инструменты для осуществления поверки: - измерители с различными шкалами (мерники), для предотвращения утечки топлива и вредных испарений их оснащают пеногасителем и специальными клапанами; - секундомеры с различными временными характеристиками; - термометр. Также для осуществления поверки используют передвижные лаборатории, оснащенные всеми необходимыми инструментами. Так как процесс поверки сопряжен с опасностью утечки топлива или возгорания, к нему предъявляют самые высокие требования пожарной безопасности, как к используемым инструментам, так и к работникам проводящим поверку. Для грамотного проведения поверки производят следующие действия: - подготавливают измерители, для этого его смачивают топливом и термостатируют; - закачивают топливо в гидравлическую систему средства измерения; - открывают доступ к внутренним узлам и соединениям. По окончании поверки все результаты оформляют в специальный протокол с указанием даты поверки, показаний счетчиков, общим описанием, документация заверяется подписями и печатями, после чего выдается свидетельство об исправности средств измерений и разрешение на их дальнейшую эксплуатацию. Метрологическое обеспечение деятельности АЗС 1. Метрологическое обеспечение АЗС заключается в применении аттестованных методик выполнения измерений, правильном выборе, содержании и эксплуатации средств измерений. 2. Все применяемые на АЗС средства измерения должны быть внесены в Государственный реестр средств измерений, допущенных для применения на территории России, иметь соответствующие сертификаты в соответствии с Законом Российской Федерации от 27.04.93 № 4871-1 "Об обеспечении единства измерений". 3. Средства измерений, находящиеся в эксплуатации на АЗС подлежат государственной поверке. 4. Ответственный за метрологическое обеспечение деятельности АЗС определяется руководством организации. 5. Эксплуатация средств измерений осуществляется в соответствии с требованиями соответствующей нормативной технической документации. 6. При необходимости, руководством организации на основании действующей нормативнотехнологической документации разрабатываются и утверждаются методики (инструкции) по вопросам эксплуатации и хранения средств измерений. 7. Порядок поверки или калибровки резервуаров и технологических трубопроводов, оформления градуировочных таблиц регламентируется соответствующей нормативной технической документацией. 8. Отступления от требований нормативной технической документации по применению и эксплуатации средств измерения, а также использование неповеренных средств измерения не допускается. 47.1 Признаки и причины отложения парафинов на НКТ и штангах в скважине. Физические свойства парафина следующие: плотность от 880 до 915 кг/м3, температура плавления в пределах 42 - 550С. Парафин, выделяющийся из нефти, загрязнён тяжёлыми углеводородами и смолами, изменяющими цвет от жёлтого до чёрного. Не все нефти, содержащие парафин, вызывают затруднения при добыче. Все зависит от температуры, давления и состояния нефти в пласте. В пластовых условиях парафины растворены в нефти. При отборе нефти из скважины меняются физические условия по сравнению с пластовыми условиями, нарушается равновесие состояние растворов углеводородов. При отборе нефти понижаются давление и температура, а также уменьшается количество легких углеводородов, так что оставшаяся нефть не может удерживать в растворе первоначальное количество твёрдых углеводородов. Парафины выпадают из растворов в виде мельчайших твёрдых кристаллов. Они могут оставаться в нефти во взвешенном состоянии и выноситься с её потоком на поверхность. Однако при некоторых условиях эти кристаллы могут осаждаться на стенках каналов в призабойной зоне, в эксплуатационной колонне, в подъёмных трубах, выкидных трубопроводов, ёмкостях и хранилищах для нефти. Температура, при которой в нефти появляются твёрдые частицы парафина, называется температурой начала кристаллизации парафина. Выпадению парафина способствует понижение температуры вследствие расширения газа при снижении давления во время движения по стволу скважины. Чем больше газовый фактор, тем больше эффект охлаждения. Отложению парафина на стенках труб способствуют ещё и следующие факторы: малые скорости движения нефти, шероховатость стенок труб, периодичность их смачивания. Последняя зависит от пульсирующей работы фонтанных скважин. Выпадение парафина происходит от потери лёгких фракций во время работы скважины. После отложения первого слоя дальнейшее отложение происходит интенсивнее. В присутствии воды в нефти парафин выпадает более интенсивно. Эффект охлаждения по мере продвижения нефти по подъёмным трубам усиливается от забоя к устью, поэтому наибольшее количество парафина откладывается в верхней части НКТ, на расстоянии 400 - 900 метров от устья скважины. Толщина слоя увеличивается по мере продвижения от забоя к устью. Процесс отложения парафина в большей степени зависит от его характеристики. Чем больше тугоплавкость парафина, тем прочнее он прилипает к твёрдой поверхности. 47.2 Методы ликвидации отложений парафинов в призабойной зоне и на оборудовании. В настоящее время для борьбы с АСПО в скважинном и нефтепромысловом оборудовании широко применяются механические, химические, термические, а также новые способы, среди которых использование методов лакокрасочных покрытий трубы, применение магнитных полей, акустики, вибровоздействия. Механический способ депарафинизации глубинно-насосного оборудования включает в себя применение различных скребков, укреплённых на колонне насосных штанг, ручных лебедок со скребками и др. Химическим методом является доставка химического реагента (различного рода растворителей) в НКТ и реагирования его с АСПО. К термическим способам относят прогрев труб паром в скважине или после извлечения их на поверхность; промывку колонны насосных труб путём закачки в них горячей нефти, нагреваемой на поверхности; прогрев труб электрическим кабелем или погружными электронагревателями, постоянно находящимися в скважине и включаемыми на период депарафинизации; ликвидацию парафиновых пробок “греющимся снарядом” на кабеле другие способы. Следует отметить, что применение для удаления АСПО тепловых методов должно быть оптимизировано. При недостаточном прогреве АСПО не расплавляются, а только размягчаются и стекают вниз по поверхности НКТ, увеличивая толщину парафиновых отложений в нижней части скважины. Более тугоплавкие АСПО, размягченные до вязкопластичного состояния, затем стареют и еще труднее поддаются удалению. Кроме того, они создают более благоприятные условия для новых отложений. Растворённые при тепловой обработке в нагретой нефти АСПО при её охлаждении в выкидных линиях способны вновь отлагаться на стенках трубопроводов. 48. Основные инвестиционные проекты в нефтегазовой промышленности. 49. Назначение, техническая характеристика, устройство газосепараторов. Типы ввода газожидкостной смеси Продукция нефтяных скважин представляет собой газожидкостную смесь и выделяющийся из нее газ при н. у. не могут храниться и транспортироваться вместе, поэтому перед поступлением нефти на сборные пункты из нефти отделяют газ. Процесс отделения газа от нефти называется сепарацией а аппараты в которых происходит сепарация газосепараторами. В нефтяной промышленности применяют вертикальные и горизонтальные газосепараторы, которые выпускают 2 типов: 1) С тангенциальным вводом работающий на принципе использования центробежных сил для отделения газа от жидкости 2) С радиальным вводом принцип которых основан на использовании гравитационных сил отделении газа от жидкости. По конструкции газосепараторы могут быть одноёмкостные и двухёмкостные. Одноемкосной гидроциклонный сепаратор состоит из гидроциклонной головки и технологической емкости. Двухемкостной изготавливают из 2 емкостей, которые расположены друг над другом. В них отбор жидкости происходи в нижней емкости, а газ удаляется в верхней емкости. Гидроциклонная головка представляет собой аппарат с тангенциальным вводом газовой смеси установленный строго вертикально. Отделение газа от нефти происходит следующим образом поток, подведенный тангенциально к патрубку образуя вихрь, нефть, имея большую плотность, чем газ прижимается к стенкам, а газ остается в центре. Также в емкость монтируется регулятор уровня. Регулятор обеспечивает уровень предотвращающийся прорыв газа в нефтяную линию. С целью предотвращения чрезмерного давления в сепараторе снабжено предохранительным клапаном. Во всех газосепараторах предусмотрено регулирования уровня, автоматическое выключение при аварийном уровне и давления. В вертикально сепараторе нефтегазовая смесь через патрубок вводится в среднюю часть емкости по касательной к корпусу и получает вращательное движение под действием возникающей центробежной силы жидкость отбрасывается на стенки сепаратора и стекает в нижнюю часть а газ поднимается, вверх встречая на своем пути капли отбойники которые направления движения газа и за счет этого отделяет частицы нефти захваченные газом. Принцип действия сепараторов с радиальноцелевым вводом такой же что и у сепараторов с тангенциальным вводом газожидкостной смеси через узкие щели улучшаются условия отделения газа из нефти. 50.Технологическая классификация нефтей парафиновые нефти парафиново-нафтеновые нефти нафтеновые нефти парафиново-нафтено-ароматические нефти нафтено-ароматические нефти ароматические нефти Химическая классификация – за ее основу принято преимущественно содержание в нефти одного или нескольких классов углеводов. Различают 6 типов нефти: парафиновые, парафиноциклановые, циклановые, парафино-нафтено-ароматические, нафтено-ароматические и ароматические. В парафиновой нефти все фракции содержат значительное количество алканов: бензиновые – не менее 50 %, а масляные – 20 % и более. Количество асфальтенов и смол исключительно мало. В парафино-циклановой нефти и их фракциях преобладают алканы и циклоалканы, содержание аренов и САВ мало. К ним относят большинство нефтейУрало-Поволжья и Западной Сибири. Для циклановой нефти характерно высокое (до 60 % и более) содержание циклоалканов во всех фракциях. Они содержат количество твердых парафинов, смол и асфальтенов. К циклановым относят нефти, добываемые в Баку (балаханская и сураханская) и на Эмбе (доссорская и макатская) и др. В парафино-нафтено-ароматических нефтях содержатся примерно в равных количествах углеводы всех трех классов, твердых парафинов не более 1,5 %. Количество смол и асфальтенов достигает 10 %. Нафтено-ароматические нефти характеризуются преобладающим содержанием цикланов и аренов, особенно в тяжелых фракциях. Ароматические нефти характеризуются преобладанием аренов во всех фракциях и высокой плотностью. К ним относят прорвинскую в Казахстане и бугурусланскую в Татарстане. Технологическая классификация Нефти подразделяют на: • 3 класса (I–III) по содержанию серы в нефти (малосернистые, сернистые и высокосернистые), а также в бензине (начало кипения – 180 °С), в реактивном топливе (120-240 °С) и дизельном топливе (240-350 °С); • 3 типа по потенциальному содержанию фракций, перегоняющихся до 350 °С (T1-T3); • 4 группы по потенциальному содержанию базовых масел (М1-М4); • 4 подгруппы по качеству базовых масел, оцениваемому индексом вязкости (И1-И4); • 3 вида по содержанию парафинов (П1–П3). Техническая классификация По ГОСТ России Р 51858–2002 нефть подразделяют: • По содержанию общей серы на четыре класса (1–4); • По плотности при 20 °С на пять типов (0–4); • По содержанию воды и хлористых солей на 3 группы (1–3); • По содержанию сероводорода и легких меркаптанов на 3 вида (1–3). Классификация процессов переработки нефти Технологические процессы нефтеперерабатывающего завода принято классифицировать на следующие две группы: физические и химические. Физическими (массообменными) процессами достигается разделение нефти на составляющие компоненты (топливные и масляные фракции) без химических превращений и удаление (извлечение) из фракций нефти, нефтяных остатков, масляных фракций, газоконденсата и газов нежелательных компонентов (полициклических аренов, асфальтенов, тугоплавких парафинов), неуглеводных соединений. Физические процессы по типу массообмена можно подразделить на типы: • Гравитационные (электрообессоливающая утановка), ректификационные (атмосферная трубчатка (перегонка); • Атмосферно-вакуумная трубчатка, газофракционирующая установка и др.); • Экстракционные (деасфальтизация, селективная очистка, депарафинизация кристаллизацией); • Адсорбционные (депарафинизацияцеолитная, контактная очистка); • Абсорбционные (абсорбционно-газофракционирующая установка, очистка от H2S, CO2). В химических процессах переработка нефтяного сырья осуществляется путем химических превращений с получением новых продуктов, не содержащихся в исходном сырье. Химические процессы, применяемые на современных нефтеперерабатывающих заводах, по способу активации химические реакции подразделяют на: • Термические (термолитические) – термодеструктивные и термоокислительные; • Каталитические – гетеролитические, гомолитические и гидрокаталитические. В термодеструктивных процессах протекают преимущественно реакции распада (крекинга) молекул сырья на низкомолекулярные, а также реакции конденсации с образованием высокомолекулярных продуктов, например кокса, пека и др. 51.Экологическая безопасность на АЗС и нефтебазах. Методы улавливания паров нефтепродуктов. 1.Источником загрязнения окружающей среды на АЗС являются испарения нефтепродуктов («большие и малые дыхания»), а также выхлопы отработанных газов автотранспорта. 2.Выбросы и сбросы вредных веществ допускаются на основе разрешения, выдаваемого органами Минприроды Российской Федерации. 3.Для уменьшения испарения нефтепродуктов следует: поддерживать в полной технической исправности резервуары и технологическое оборудование и обеспечивать их герметичность; регулировать дыхательные клапаны резервуаров на требуемое избыточное давление и вакуум и следить за их исправностью; оборудовать резервуары с бензином газовой обвязкой; герметично закрывать сливные и замерные устройства, люки смотровых и сливных колодцев после приема нефтепродуктов и измерения уровня, температуры, плотности; не допускать переливов нефтепродуктов при заполнении резервуаров и заправке автомашин; сливать нефтепродукты из автоцистерн только с применением герметичных быстроразъемных муфт. 4.На территории АЗС необходимо периодически проверять загазованность окружающего воздуха согласно руководству по контролю источников загрязнения атмосферы. Отбор и анализ проб проводят в соответствии с требованиями и «Методики по определению выбросов вредных веществ в атмосферу на предприятиях Госкомнефтепродукта РСФСР ». Частота и место отбора проб определяются приказом директора предприятия по согласованию с местными санитарно-эпидемиологическими станциями (СЭС) и фиксируются в журнале лаборатории, проводящей отбор и анализ проб. Присутствие вредных веществ в воздухе рабочей зоны (пространство высотой до 2м над уровнем пола или площадки, на которых находятся места постоянного или временного пребывания работающих) не должно превышать предельно допустимых концентраций (ПДК) в мг/м3 по указанному стандарту: бензин топливный в пересчете на углерод 100 масла минеральные (нефтяные) 5 окись углерода 20 Для жилых районов ПДК бензиновых паров составляет (в мг/м3) среднесуточная-1,5; максимально разовая-5. 5.АЗС должна быть оборудована производственно-ливневой канализацией для сбора производственных и дождевых стоков. Разлившийся нефтепродукт собирают в сборник для отработанных нефтепродуктов, а площадку очищают сильной струей воды, направляя сток в канализацию. Сточные воды по производственно-ливневой канализации направляют на очистные сооружения, состоящие из колодца-отстойника, фильтра и колодца-сборника, или в накопитель сточных вод, из которого их вывозят на очистные сооружения других предприятий. Вопрос о наличии очистных сооружений или вывозе стоков решается в каждом конкретном случае. 6. Очистные сооружения эксплуатируют в соответствии с производственной инструкцией, составленной на основании требований типового проекта АЗС и «Инструкции по эксплуатации очистных сооружений нефтебаз, наливных пунктов перекачивающих станций и АЗС» и утвержденной руководством предприятия, которому подчиняется АЗС. 7.Сброс неочищенных стоков в водоемы категорически запрещается. 8.Смену фильтрующих материалов, а также удаление уловленных нефтепродуктов и осадка из очистных сооружений, необходимо производить по мере необходимости. 9.Продукты зачисток резервуаров, осадки очистных сооружений, загрязненные фильтрующие материалы и прочие отходы производства, подлежащие захоронению или уничтожению, отводятся в места, определяемые решением органов местного самоуправления по согласованию со специально уполномоченными на то государственными органами Российской Федерации в области охраны природной окружающей среды и санитарно-эпидемиологического надзора. 10.Необходимо систематически следить за чистотой канализационных колодцев, не допускать заиливания их выходов, не реже 2раз в год (весной и осенью) очищать и проводить внутренний осмотр действующего оборудования канализационной сети, колодцев и необходимый ремонт. 11.О всех изменениях, проведенных на очистных сооружениях, необходимо делать запись в паспорте 2.3 Противопожарные мероприятия и техника безопасности 1. При эксплуатации АЗС необходимо строго соблюдать действующие «Правила пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР». 2. Классификация помещений, установок и оборудования АЗС по взрывопожароопасности. 3.Все производственные и подсобные участки и помещения АЗС должны быть обеспечены первичными средствами пожаротушения по установленным нормам. 4.ПАЗС и автоцистерны должны быть укомплектованы двумя огнетушителями, кошмой (асбестовым полотном), ящиком и сухим песком и лопатой и иметь информационные таблицы об опасности. Один из огнетушителей может быть малогабаритный (порошковый или углекислотный). 5.Средства пожаротушения должны быть постоянно в исправности и готовности к немедленному использованию. Использование противопожарного инвентаря и оборудования не по назначению категорически запрещается. 6.Кабельные приямки, патроны с трубопроводами, лотки, колодцы, разводки трубопроводов и другие места, где возможно скопление паров нефтепродуктов, должны быть засыпаны песком. 7.АЗС должны иметь санитарно-бытовые помещения в соответствии с типовыми проектами. 8.В помещении АЗС запрещается использовать временную электропроводку, электроплитки, рефлекторы и другие электроприборы с открытыми нагревательными элементами, а также электронагревательные приборы не заводского изготовления. 9.При обнаружении неисправности в электросети или электрооборудования оператор обязан немедленно отключить общий аппарат электросети, сообщить администрации предприятия, которому подчиняется АЗС, сделать соответствующую запись в журнале учета ремонта оборудования. 10.Оператору АЗС запрещается производить какие-либо исправления в электрооборудовании. 11.Ремонт и техническое обслуживание электрооборудования АЗС должны проводиться электромонтерами, имеющими квалификацию не ниже III группы в соответствии с «Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей» и «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей». 12.Электроподогрев масел в резервуарах должен отвечать требованиям, изложенным в «Правилах пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР». 13.На территории АЗС запрещается: проводить без согласования с руководством предприятия, которому подчиняется АЗС, какие-либо работы, не связанные с приемом или отпуском нефтепродуктов; курить и пользоваться открытым огнем; мыть руки, стирать одежду и протирать полы помещения легковоспламеняющимися жидкостями; присутствовать посторонним лицам, не связанным с заправкой или сливом нефтепродуктов и обслуживанием; заправлять транспорт, водителя которого находятся в нетрезвом состоянии; заправлять тракторы на резиновом ходу, у которых отсутствуют искрогасители, и гусеничные тракторы; заправлять автомобили, кроме легковых, в которых находятся пассажиры. 14.Огневые работы на территории АЗС должны осуществляться по письменному разрешению, выданному главным инженером (директором) предприятия, которому подчиняется АЗС, и в соответствии с требованиями «Правила пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР». 15.В случае ухода сварщика с рабочего места сварочный агрегат должен быть отключен. 16.Для открытия и закрытия пробок металлической тары и проведения других работ во взрывоопасных местах на АЗС должен быть набор инструмента из неискрообразующего металла. 17.Вырытые на территории АЗС траншеи и ямы для технических целей должны быть ограждены, а по окончании работ немедленно засыпаны. 18.При заправке транспорта на АЗС должны соблюдаться следующие правила: мотоциклы, мотороллеры, мопеды необходимо перемещать к топливо- и смесераздаточным колонкам и от них вручную с заглушенным двигателем, пуск и остановка которого должны производиться на расстоянии не менее 15м от колонок; все операции при заправке автотранспорта должны проводиться только в присутствии водителя и при заглушенном двигателе, разрешается заправка автомобильного транспорта с работающим двигателем только в условиях низких температур, когда запуск заглушенного двигателя может быть затруднен; облитые нефтепродуктами части транспорта до пуска двигателя обязаны протереть насухо; пролитые при заправке водителями автотранспорта нефтепродукты должны быть засыпаны ими песком, а пропитанный песок собран в металлический ящик с плотно закрывающейся крышкой; песок вывозят с территории автозаправочной станции в специально отведенные места; после заправки автотранспорта горючим водитель обязан установить раздаточный кран в колонку; расстояние между автомобилем, стоящим под заправкой и следующим за ним, должно быть не менее 3м, а между последующими автомобилями, находящимися в очереди, - не менее 1м; при скоплении у АЗС автотранспорта необходимо следить за тем, чтобы выезд с АЗС был свободным, и была возможность маневрирования. 19.Заправка автомашин, груженных горючими или взрывоопасными грузами, производится на специально оборудованной площадке, расположенной на расстоянии не менее 25м от территории АЗС, нефтепродуктами, полученными на АЗС, в металлические канистры, или ПАЗС, специально выделенную для этих целей. 20.Во время грозы сливать нефтепродукты в резервуары и заправлять автотранспорт на территории АЗС запрещается. 21.Здание и сооружения АЗС должны быть защищены от прямых ударов молнии, электростатической, электромагнитной индукции, заноса высоких потенциалов в соответствии с «Инструкцией по устройству молниезащиты зданий и сооружений» и «Правилами защиты от статического электричества в производствах химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности». 22. Молниезащитные устройства следует осматривать не реже 1раза в год. При этом следует измерять сопротивление заземляющего устройства, а результаты измерений и осмотров заносить в журнал эксплуатации молниезащитных устройств. 23.В электроустановках напряжением до 1000В с глухо заземленной нейтралью сопротивление заземляющего устройства, к которому присоединены нейтрали трансформаторов или выводы источника однофазного тока, в любое время года должно быть не более 4 и 8 Ом соответственно при линейных напряжениях 380 и 220В источника трехфазного тока, или 220 и 127В источника однофазного тока. Сопротивление заземлителя, расположенного в непосредственной близости от нейтрали трансформатора или вывода источника однофазного тока, должно быть не более 30 и 60Ом соответственно при указанных напряжениях. 24.В электроустановках напряжением до 1000В с изолированной нейтралью сопротивление заземляющего устройства должно быть не более 4Ом. 25.При эксплуатации защитных средств должны соблюдаться нормы и сроки эксплуатационных электрических испытаний. Для учета и содержания средств защиты необходимо вести журнал по рекомендуемой форме. 26.Слив нефтепродуктов в резервуары АЗС должен быть герметичным, особенно на КАЗС, места слива должны быть оборудованы устройствами для заземления автоцистерн, заземляющее устройство должно быть установлено вне взрывоопасной зоны, слив падающей струей категорически запрещается. 27.Допускается при необходимости слив нефтепродуктов из автоцистерн и топливозаправщиков с применением на них насосной установки при работающем двигателе только через герметизированные сливные приборы. 28.Наконечники сливных рукавов должны быть изготовлены из не искрящего металла и заземлены. 29.Автоцистерны во время слива должны быть присоединены к заземляющему устройству. Гибкий заземляющий проводник должен быть постоянно присоединен к корпусу автоцистерны и, иметь на конце струбцину или наконечник под болт для присоединения к заземляющему устройству. При наличии инвентарного проводника заземление надо проводить в следующем порядке: заземляющий проводник сначала присоединяют к корпусу цистерны, а затем – к заземляющему устройству. Не допускается подсоединять заземляющие проводники к окрашенным и загрязненным металлическим частям автоцистерн. Каждая цистерна автопоезда должна быть заземлена отдельно до полного слива из нее нефтепродукта. 30.Все соединения токоотводов в заземляющих устройствах должны быть сварными. 31.Трубопроводы должны быть проложены с уклоном и выходом в колодцы резервуаров для контроля за возможной утечкой нефтепродуктов. 32.Соединения трубопроводов в патронах (лотках) должны быть выполнены только сваркой. 33.При возникновении пожара на площадке ПАЗС необходимо эвакуировать в безопасное место. При невозможности эвакуации ПАЗС или при загорании самой станции заправщик должен немедленно прекратить заправку автотранспорта, вызвать пожарную команду, принять меры по тушению пожара и сообщить о случившимся предприятию, которому подчиняется АЗС 34.Для работников АЗС должна быть разработана, согласована с органами пожарной охраны, утверждена главным инженером предприятия, которому подчиняется АЗС, инструкция по технике безопасности. Инструкция разрабатывается на основе «Правил по технике безопасности и промышленной санитарии при эксплуатации нефтебаз и автозаправочных станций», «Правил пожарной безопасности на предприятиях Госкомнефтепродукта СССР» и настоящих Правил. 35.Ответственность за организацию необходимых мероприятий по охране труда и пожарной безопасности возлагается на директора предприятия, начальника или мастера АЗС. 36.На каждой АЗС должна быть аптечка с набором необходимых медикаментов для оказания первой помощи пострадавшим. 37.Начальник АЗС (старший оператор) осуществляет повседневный контроль за состоянием техники безопасности и пожарной безопасности. 2.4 Применяемые сорбенты - песок - войлок - асбест - уголь - кошма - покрывало - огнетушитель - щит с пожарным инвентарем Методы улавливания паров Уменьшение объема выбросов паров углеводородов в атмосферу может быть достигнуто различными путями: улучшением герметизации емкостей; снижением абсолютных значений температуры ГП и хранимых продуктов, а также уменьшением амплитуды их колебаний; уменьшением объема ГП в резервуаре; улавливанием паров углеводородов, образующихся в резервуарах. Практическая реализация этих путей в виде организационно-технических решений представлена на рис. 1. Сравнительная эффективность (%) снижения выбросов паров углеводородов некоторых из этих систем составляет [1, 5, 6]: рис. 1. Средства сокращения потерь от испарения (УЛФ - улавливание лёгких фракций). плавающие крышки (ПК) и понтоны 70..95 газоуравнительные системы 60..90 сорбционные системы 90..96 компрессионные системы до 98 В настоящее время наибольшее распространение за рубежом в качестве средств сокращения потерь углеводородов получили ПК и понтоны. Они обеспечивают значительную степень сокращения потерь и относительно дешевы и просты. Доля резервуаров с ПК и понтонами за рубежом превышает 60 % [6] от общего числа резервуаров. В нашей стране доля резервуаров с ПК и понтонами составляет около 20 % [6], однако эти средства сокращения потерь являются одними из самых распространенных, так как до сих пор велико число резервуаров, не имеющих никаких средств сокращения потерь от испарений. Использование ПК и понтонов связано с рядом конструктивных и технологических проблем, которые затрудняют их применение. Основными из них являются: потопление и заклинивание ПК и понтонов из-за неравномерной нагрузки от атмосферных осадков, перекоса направляющих труб, образования твердых отложений на стенках резервуара; потери углеводородов со смоченных стенок резервуара; возможность загрязнения хранимого нефтепродукта примесями из атмосферного воздуха; повышенная пожаро- и взрывоопасность. Одним из наиболее перспективных направлений развития средств улавливания углеводородных паров является применение компрессионных систем улавливания легких фракций с использованием жидкостно-газовых струйных, аппаратов (струйно-компрессорных установок) [6, 7]. В таких системах сжатие ПВС происходит за счет энергии высокоскоростных струй рабочей среды, находящейся в различных агрегатных состояниях (жидкость, двухфазная газожидкостная смесь). В этих установках для улавливания паров легких фракций в качестве рабочей среды можно использовать нефтепродукт, поступающий в резервуар, а затем подавать уловленные пары непосредственно в нефтепродукт. При этом схема становится замкнутой. Струйно-компрессорные установки (СКУ) для улавливания легких фракций обеспечивают высокую степень сокращения потерь, обладают малой металлоемкостью и капиталоемкостью, просты и надежны в эксплуатации. Работа струйного аппарата (эжектора) устойчива при значительных колебаниях параметров и фракционного состава отсасываемого газа. Принцип работы СКУ состоит в следующем. Рабочая жидкость подается в эжектор через сопло с помощью насоса и увлекает за собой пассивный поток паровоздушной смеси из резервуара. Часть энергии рабочей жидкости в процессе смешения фаз передается пассивному потоку, сжимая его. Одновременно происходит процесс интенсивной конденсации паров углеводородов. Образовавшаяся на выходе из эжектора жидкостно-газовая смесь разделяется в сепараторе, после чего осушенный сжатый воздух идет на дальнейшую очистку или в атмосферу, а рабочая жидкость подается на вход насоса. В системе предусмотрен теплообменник для отвода избытка теплоты, а также трубопроводы для подвода свежей рабочей жидкости на подпитку системы и отвода избытка рабочей жидкости со сконденсировавшимися парами углеводородов 52.Общее устройство автомобильных цистерн для перевозки нефти и нефтепродуктов. Автоцистерна должна быть изготовлена в соответствии с требованиями настоящего стандарта по конструкторской документации, утвержденной в установленном порядке. Обозначения автоцистерны и конструкторских документов на нее присваивают в порядке, установленном для изделий автомобильной промышленности. Конструкция автоцистерны должна обеспечивать неизменность массы и качества перевозимого нефтепродукта по ГОСТ Р 50559. Цистерны должны выдерживать внутреннее давление, равное давлению наполнения (опорожнения) или максимальному рабочему давлению, на которое отрегулировано дыхательное устройство по ГОСТ 25560, но не менее 20 кПа (0,2 кгс/см2). При проектировании цистерн следует учитывать следующее: а) опорожняемые самотеком цистерны, предназначенные для транспортирования нефтепродуктов, давление паров которых при 50 °С не превышает 110 кПа (1,1 кгс/см2), следует рассчитывать на давление, равное удвоенному статическому давлению перевозимого нефтепродукта, но не менее удвоенного статического давления воды; б) наполняемые (опорожняемые) под давлением цистерны, предназначенные для транспортирования нефтепродуктов, давление которых при 50 °С не превышает 110 кПа (1,1 кгс/см2), должны быть рассчитаны на давление, равное давлению наполнения (опорожнения), умноженному на коэффициент 1,3. Цистерна и средства ее крепления на шасси АТС при номинальной загрузке нефтепродуктом должны выдерживать нагрузки, равные: - удвоенной массе цистерны и нефтепродукта - в направлении движения; - одной массе цистерны и нефтепродукта - в направлении, перпендикулярном направлению движения; - удвоенной массе цистерны и нефтепродукта - в вертикальном направлении сверху вниз; - одной массе цистерны и нефтепродукта - в вертикальном направлении снизу вверх. Цистерны диаметром менее 1,8 м должны иметь толщину стенок не менее 5 мм, диаметром более 1,8 м - не менее 6 мм при изготовлении их из металла с временным сопротивлением разрыву σв ≥ 360 МПа (3600 кгс/см2), и относительным удлинением δ = 22 - 27 %. Если цистерна имеет защиту от повреждений, вызываемых ударами сбоку или опрокидыванием, допускается уменьшение толщины стенок цистерны соответственно до 3 мм для цистерны диаметром до 1,8 м и до 4 мм - для цистерны диаметром более 1,8 м. Толщина перегородок (волнорезов) должна быть не менее толщины стенки цистерны. Перегородки (волнорезы) должны соответствовать требованиям Цистерны с радиусом кривизны боковых стенок более 2,0 м, а также чемоданообразного и прямоугольного сечений считают обеспеченными защитой от повреждений, вызываемых ударами сбоку или опрокидыванием, при соблюдении следующих дополнительных условий: - наличия дополнительной защиты с внешней стороны цистерны, расположенной по всему периметру на середине высоты цистерны, шириной не менее 30 % высоты поперечного сечения цистерны, и - обеспечения жесткости этой дополнительной защиты не ниже жесткости цистерны в зоне размещения такой защиты с толщиной стенки цистерны 5 мм (для цистерны диаметром менее 1,8 м) или 6 мм (для цистерны диаметром более 1,8 м). Допускается выполнять дополнительную защиту в виде листов, приваренных к боковым стенкам цистерны на середине высоты цистерны. Эти листы должны быть изготовлены из того же материала, что и цистерна, иметь ширину не менее 30 % высоты поперечного сечения цистерны и толщину не менее толщины стенок цистерны. Перегородки (волнорезы) должны быть вогнуты с глубиной прогиба не менее 10 см или должны иметь гофры, или усилены другим способом для обеспечения эквивалентной прочности. Площадь волнореза должна составлять не менее 70 % поперечного сечения цистерны, в которой установлен волнорез. При изготовлении цистерны из металла с другими механическими свойствами эквивалентную толщину стенок цистерны рассчитывают по формуле (3). Толщина перегородок (волнорезов) должна быть не менее толщины стенок цистерны. Крышки люков, дверки шкафов, а также места для доступа к транспортируемому нефтепродукту должны быть приспособлены для опломбирования. Конструкция прицепа-цистерны должна обеспечивать возможность ее наполнения (опорожнения) при помощи насосов, установленных на буксирующей автоцистерне. Конструкция автоцистерны должна обеспечивать предотвращение превышения давления в напорно-всасывающем рукаве, равного 50 % рабочего давления рукава, при перекрытии подачи топлива в наполняемую емкость. Конструкция автоцистерны должна обеспечивать возможность отбора проб по ГОСТ 2517 для контроля качества транспортируемого нефтепродукта. Отбор проб непосредственно из цистерны производят сверху. Остаток топлива в автоцистерне после его слива самотеком на горизонтальной площадке не должен превышать 0,1 % номинальной вместимости. Оборудование для закрытого наполнения автоцистерны должно состоять из: а) ограничителя наполнения. В качестве привода датчика ограничителя наполнения следует использовать энергию перекачиваемой жидкости. Схема и присоединительные размеры ограничителя наполнения приведены в приложениях А и Б соответственно; б) сигнализатора верхнего уровня налива. Сигнализатор должен обеспечивать вывод электрического сигнала на звуковой сигнал шасси автомобиля и на розетку по ГОСТ 9200, устанавливаемую на левой стороне автоцистерны в месте, удобном для подсоединения к автоматизированным системам налива. Схема подключения контактов розетки сигнализатора верхнего уровня налива приведена в приложении в) патрубка с обратным клапаном в случае крепления рукавов при помощи присоединительных устройств типа 4 по ГОСТ 20772 (механических захватов). Присоединительные размеры обратного клапана приведены в приложении Г. Место расположения патрубка - с левой стороны автоцистерны, расстояние - по ГОСТ 20772. По согласованию с заказчиком допускается установка патрубка с обратным клапаном сзади автоцистерны; г) патрубка для газоотвода с огнепреградителем, запорной арматурой и присоединительным устройством. Огнепреградитель должен быть установлен на цистерне. На горловине цистерны, изготовленной как мера вместимости, должно быть предусмотрено смотровое окно для контроля полноты налива нефтепродукта. Высота смотрового окна должна быть в пределах изменения уровня налива. Допускается установка стекла «клинкер» вместо указателя уровня налива в горловине и смотрового окна. Автоцистерна должна быть оснащена дыхательным устройством по ГОСТ 25560, обеспечивающим сохранение рабочего давления в цистерне и самозакрывание при опрокидывании, а также предохранительными устройствами, обеспечивающими автоматическое открывание их при достижении избыточного давления в цистерне, равного 100 кПа (1 кгс/см2). Примечание - Функции предохранительного устройства может выполнять дыхательное устройство при обеспечении величины сбросного сечения, предусмотренного таблицей. На всасывающем трубопроводе автоцистерны, оборудованной насосом, должен быть установлен фильтр предварительной очистки. Перед счетчиками количества нефтепродукта должны быть установлены фильтры тонкой очистки. Размещение фильтра должно позволять замену фильтрующего элемента и очистку внутренней полости без его демонтажа. Номинальная пропускная способность счетчиков количества нефтепродукта должна соответствовать расходу раздаточной системы автоцистерны. Относительная погрешность счетчиков не должна выходить за пределы ±0,5 %. Напорно-всасывающие патрубки внутри автоцистерны должны быть оборудованы устройством, отражающим струю при наполнении цистерны нефтепродуктом и исключающим образование воронки при ее опорожнении. При верхнем способе наполнения автоцистерны расстояние от нижнего среза патрубка подачи нефтепродукта в цистерну, находящегося внутри нее, до дна цистерны должно быть не более 100 мм. В качестве запорной арматуры в технологической схеме автоцистерны используют затворы (заслонки) или задвижки с ручным управлением. Допускается применение запорной арматуры с дистанционным управлением с ручным дублированием. В качестве средств измерения давления и разрежения на автоцистерне устанавливают соответствующие приборы. Для контроля указанных параметров допускается применять индикаторы. Средства контроля должны быть размещены в месте, удобном для наблюдения, обеспечивающем их замену при проведении поверок или ремонта. Присоединительные устройства (патрубки) автоцистерны для наполнения (опорожнения) нефтепродукта должны соответствовать требованиям ГОСТ 20772. На автоцистернах, смонтированных на шасси автомобиля, прицепа или полуприцепа, должно быть предусмотрено место для размещения комплекта специальной обработки. На автоцистерне должно быть предусмотрено место для размещения эксплуатационной документации. Упаковка документации должна обеспечивать ее сохранность. Автоцистерна должна быть оборудована кронштейнами или местом для крепления информационных табличек системы информации об опасности по ГОСТ 19433. Автоцистерна должна быть оборудована ящиками для хранения рукавов, ящиками (местами) для укладки ЗИП. Конструкция ящиков для рукавов должна исключать попадание внутрь пыли и атмосферных осадков. Рукава должны быть укомплектованы заглушками, предотвращающими попадание топлива из рукавов в указанные ящики. Расположение, цвет, количество и видимость сигнальных фонарей, установленных на автоцистернах всех типов, должны соответствовать требованиям ГОСТ 8769. В части степени защиты внешние сигнальные фонари, выполняющие функции одного или нескольких световых приборов, предусмотренных ГОСТ 8769, должны соответствовать требованиям ГОСТ 6964. Провода и жгуты для соединения приборов в части электрических параметров, армирования наконечниками и штеккерами, стойкости к климатическим воздействиям должны соответствовать требованиям ГОСТ 23544. В местах прокладки проводов, где механическая защита обеспечивается конструкцией автоцистерны и исключается попадание нефтепродуктов в результате перелива или пролива, в качестве защитной оболочки допускается использовать трубки из поливинилхлоридного пластиката любого цвета по ГОСТ 19034. АЦН-10-43118 Автоцистерна нефтепромысловая для транспортировки сырой нефти и нефтесодержащих жидкостей. В стандартной комплектации имеет систему подогрева цистерны от установки типа "ППУ". По желанию Заказчика может быть оснащена подогревом от системы выхлопных газов. 53. Технология цементирования нефтяных и газовых скважин Цель цементирования получение прочного кольца цементного камня в затрубном пространстве . Цементирование преследует несколько целей: Закрепляет обсадную трубу к горной породе Защищает колонну и продуктивные пласты Герметизирует водоносные пласты и пород склонные к осыпанию и обвалообразованию Предохраняет зоны высокого давления от выбросов и открытого фонтана. Для цементирования колонны используется цементный раствор. Его получают с помощью затворения портланд цемента с водой получаю легко прокачиваемый раствор. Через 24 часа за колонной должен образоваться цементный камень. За тем в течении 3-4 дней камень упрочняется. После цементирования колонну с цементным камнем опресовывают. Давление опресовки должно быть равно давлению пласта. Единственно важной характеристикой цементного раствора является водоцементное отношение равное 0,5 при плотности цемента 1820-1850 кг на м3. Качество цементирования колон зависит от времени схватывания и время конца схватывания цементного раствора. Время между началом и концом схватывания должно быть минимальным, так как вода разрушает цементный камень, он становится пористым и может пропускать жидкости и газы. Сухой цемент засыпают в смесительную машину СМ-20 и отправляют на буровую. Цементировочные агрегаты способны создать необходимое давление для вытеснения цементного раствора из обсадной колонны в затрубное пространство. Установки, насосы, СМ соединяют трубопроводами, а так же цементировочной головкой на устье скважины. Перед закачкой цементного раствора скважину промывают. 54.Виды инвестиций и их экономическое значение. Источники инвестиций(финансирования) инвестиционного проекта. Инвестиция - долгосрочное вложение капитала в предприятия разных отраслей, предпринимательские проекты, социально-экономические программы или инновационные проекты. Инвестиции приносят прибыль через значительный срок после вложения. Инвестиции позволяют решать следующие задачи: Расширение собственной предпринимательской деятельности за счет накопления финансовых и материальных ресурсов; Приобретение новых предприятий; Диверсификация за счет освоения новых областей бизнеса. Основные виды инвестиций: Иностранные Государственные Частные Производственные Интеллектуальные Контролирующие Неконтролирующие Источники инвестиций 1. Внутренние источники: средства уставного капитала организации нераспределенная прибыль амортизация. Компании, имеющие возможность привлекать для осуществления инвестиций только собственный капитал, имеют наивысшую финансовую устойчивость. Но подобная устойчивость ограничивает темпы развития, поскольку снижает возможность по дополнительному увеличению активов в периоды меняющейся конъюнктуры рынка. Кроме того, существенно уменьшаются возможности компании по обеспечению прироста прибыли в долговременном периоде из-за ограниченности собственного капитала. Объективная необходимость управления собственным капиталом организации предполагает проведение комплексной финансово-экономической оценки, анализ которой позволит в долгосрочной перспективе повысить инвестиционную привлекательность предприятия и установить цену компании. Именно цена компании формирует мнение инвесторов о способности ее менеджмента к активному управлению капиталом в условиях непрерывно изменяющейся рыночной среды. При положительной оценке собственного капитала компании руководству не составляет труда привлекать внешние источники финансирования для ее эффективного развития. На формирование внутренних источников инвестиций можно целенаправленно воздействовать методами государственного экономического регулирования (бюджетно-налоговой и амортизационной политикой, деятельностью денежного и фондового рынков, кредитной и эмиссионной политикой центрального банка). Эти источники образуют контролируемую по величине и направлениям движения массу финансовых ресурсов. 2. Внешние источники: акционерный капитал различные долговые ценные бумаги банковские кредиты средства бюджета и целевых программ лизинг. Акционерный капитал может привлекаться путем эмиссии привилегированных и обыкновенных акций. Привилегированные акции дают их владельцу право на получение дивидендов, а обыкновенные дают возможность инвестору принимать участие в управлении компанией. Преимущества данного источника инвестиций: при помощи акций капитал привлекается на неопределенный срок и без обязательств по возврату; доход на одну акцию зависит от результатов работы компании; выпуск акций в открытую продажу повышает их ликвидность. Недостатками акционерного капитала являются: увеличение числа акционеров приводит к снижению доходов на одну акцию; увеличение числа акционеров затрудняет управление компанией; выпуск акции в открытую продажу может привести к утрате контроля над собственностью. У каждого из акционеров может быть свой мотив приобретения акций компании. Общий для всех мотив: желание получить доход как в форме дивидендов, так и за счет роста курсовой стоимости акций. Другими мотивами могут быть: - решение социальных проблем. Он характерен для местных администраций и физических лиц ;- обеспечение гарантированного сбыта своей продукции. Характерен для предприятий, которые могут выступать в качестве потенциальных поставщиков продукции, необходимой для реализации проекта; - гарантированное обеспечение потребителей своего предприятия в той продукции, которая будет производиться по проекту. Этот мотив характерен для потенциальных потребителей, как в случае с потенциальными поставщиками, так и с потенциальными потребителями при приобретении акций: чем больше пакет акций приобретает инвестор, тем больше льгот он получает. Льготы могут предусматривать специальные цены, спец. формы расчетов и гарантированные объемы продукции; - занятие ключевых должностей в руководстве компании; - проникновение на рынок и др. 56. Основные понятия продуктивного пласта и их характеристики. 57. Пожарная безопасность на АЗС и нефтебазах. 1.6.1. Нефтепродукты пожаро- и взрывоопасны. При неправильной организации технологического процесса или несоблюдении определенных требований возникают пожары со взрывами, которые приводят к авариям, термическим ожогам и травмированию работников. 1.6.2. Требования пожарной безопасности при эксплуатации нефтебаз, складов ГСМ, АЗС и ПАЗС должны соответствовать требованиям, предъявляемым правилами пожарной безопасности в Российской Федерации и правилами пожарной безопасности при эксплуатации организаций нефтепродуктообеспечения. 1.6.3. Взрывобезопасность производственных процессов на нефтебазах, складах ГСМ, АЗС и ПАЗС должна обеспечиваться предупреждением возникновения взрывоопасной ситуации, а также взрывозащитными, организационно-техническими мероприятиями. 1.6.4. Исполнение электрооборудования и средств автоматизации, размещенных во взрывоопасных зонах, должно соответствовать классификации помещений и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности, предусмотренной правилами устройства электроустановок и правилами пожарной безопасности при эксплуатации организаций нефтепродуктообеспечения. Электрические контрольно-измерительные и автоматические приборы, устанавливаемые во взрывоопасных помещениях и на наружных установках, должны соответствовать установленным требованиям. Для целей пожаротушения АЗС и нефтебаз следует предусматривать: - первичные средства пожаротушения; - стационарные установки пожаротушения (в том числе автоматические); - наружный противопожарный водопровод или водоем. Тип, необходимое количество и размещение первичных средств пожаротушения следует выбирать в соответствии с требованиями ППБ 01-93. Наружное пожаротушение должно осуществляться не менее чем от двух пожарных гидрантов или от противопожарного водоема (водоемов) общей вместимостью не менее 100 м3, расположенных на расстоянии не более 200 м от АЗС. Расход воды на наружное пожаротушение определяется расчетом как суммарный расход воды, включающий максимальное из значений расходов на пожаротушение зданий, и общий расход воды на охлаждение наземных резервуаров. Расход воды на пожаротушение зданий АЗС определяется по СНиП 2.04.02-84* (для зданий сервисного обслуживания водителей и пассажиров, а также зданий для персонала АЗС - как для общественных зданий, для зданий сервисного обслуживания транспортных средств - как для производственных зданий). Общий расход воды на охлаждение наземных резервуаров следует принимать не менее 15 л/с. Наружное противопожарное водоснабжение АЗС, располагаемых вне населенных пунктов, допускается не предусматривать, если на этих АЗС применяются только двухстенные наземные резервуары общей вместимостью не более 40 м3 или подземные резервуары и отсутствуют помещения сервисного обслуживания. На таких АЗС необходимо предусматривать дополнительные стационарные или передвижные огнетушители. Тип дополнительных огнетушителей и их количество определяются по согласованию с территориальными подразделениями ГПС. Все помещения АЗС, за исключением помещений категорий В4 и Д, механизированной мойки и помещений для персонала АЗС с круглосуточным пребыванием людей, должны быть оборудованы установками автоматической пожарной сигнализации. Помещения постов технического обслуживания и складские помещения, относящиеся к категориям А, В1 и В2, должны быть оборудованы автоматическими установками пожаротушения. При определении необходимости оснащения автоматическими установками пожаротушения торгового зала магазина по продаже ЛВЖ и ГЖ его следует приравнять к складским помещениям. В качестве автоматических установок пожаротушения допускается применять модули пожаротушения в режиме самосрабатывания. ТРК рекомендуется оснащать самосрабатывающими огнетушителями. 10.1. При эксплуатации нефтебазы необходимо соблюдать требования правил пожарной безопасности, утвержденными в установленном порядке. 10.2. Пожарная безопасность нефтебазы должна обеспечиваться системами предотвращения пожара и противопожарной защиты в соответствии с требованиями действующих нормативно-технических документов. 10.3. Системы пожаротушения, сигнализации, связи и первичные средства пожаротушения должны быть в исправном состоянии и постоянной готовности к действию. 10.4. Для каждого цеха, производственного участка, подразделения должны быть разработаны документы по пожарной безопасности с учетом специфики производства. 10.5. Электрооборудование и средства автоматизации, находящиеся во взрывоопасных зонах, должны соответствовать классификации помещений и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности, установленной действующей нормативнотехнической документацией. 10.6. Для повышения защищенности нефтебаз к возникновению и развитию пожаров создается комплекс дополнительных технических и организационных мероприятий: модернизация оборудования, установок; применение взрывобезопасных технологий хранения нефтепродуктов; противоаварийная защита, способная предотвратить аварийный выход нефтепродукта; противопожарная защита, обеспечивающая предотвращение развития пожара; организационные мероприятия по подготовке персонала нефтебазы к предупреждению, локализации и ликвидации аварий и пожаров. 58. Устройство и принцип действия электроцентробежного насоса (УЭЦН). Установка погружного центробежного электронасоса состоит из насосного агрегата, спускаемого в скважину на НКТ, кабеля, арматуры устья, станции управления и автотрансформатора. Погружной насосный агрегат состоит из центробежного многоступенчатого насоса, погружного электродвигателя, гидрозащиты. Гидрозащита включает в себя компенсатор и протектор. Погружной насос, электродвигатель и гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и гидрозащиты имеют на концах шлицы и соединяются между собой шлицевыми муфтами. Необходимость эксплуатации ЭЦН в скважине накладывает ограничения на диаметр насоса. Большинство применяемых центробежных насосов для добычи нефти не превышает 103 мм (5А габарит насоса). В то же время длина ЭЦН в сборе может достигать 50 м. Основными параметрами определяющими характеристики работы насоса являются: номинальный дебит или производительность (м3/сут) развиваемый напор при номинальном дебите (м) частота вращения насоса (об/мин) Принцип действия насоса: электроэнергия из промысловой сети через автотрансформатор и станцию управления поступает по кабелю к погружному электродвигателю, в результате чего начинает вращаться вал двигателя и насоса во время работы агрегата жидкость проходит через фильтр, установленный на приеме насоса, и нагнетается по НКТ. Что бы жидкость обратно не стекала, устанавливают обратный клапан. ЭЦН подает жидкость по НКТ на поверхность. Выше насоса установлен обратный шаровой клапан , облегчающий пуск установки после ее простоя, а над обратным клапаном – спускной клапан для слива жидкости из НКТ при их подъеме. УЭЦН применяют для эксплуатации обводненных высокодебитных глубоких и наклонных скважинах. 59. Планирование текущего(подземного) ремонта скважин. Подземный ремонт скважин заключается в проведении текущих и капитальных ремонтов скважин. Текущий подземный ремонт скважин - это комплекс мер по содержанию подземного эксплуатационного оборудования в работоспособном состоянии. Это обычно плановопредупредительный ремонт. Объём подземного (текущего) ремонта скважин в натуральном выражении планируется по видам ремонтов, исходя из продолжительности межремонтного периода и затрат времени на проведение этих работ. Число ремонтов скважины (по видам) на календарный (плановый) период: Р = (Тк-Тр) / Тм Тк – календарный (плановый) период, сут. (ч) Тр – затраты времени на ремонт, сут. (ч) Тм – межремонтный период, сут. (ч) Тогда межремонтный период: Тм = (Тк-Тр) / Р Этот период можно определять по отношению к конкретным видам ремонта и расчёта на единицу ремонта. 60.Порядок работ по зарезке 2-го ствола скважины Ремонту зарезкой второго ствола подлежат скважины: 1 Бездействующие аварийные, в которых забит ствол подземным оборудованием. 2 Наличие дефектов в эксплуатационной колонне не поддающихся исправлению. 3 Выбывание из эксплуатации вследствие нарушения призабойной зоны не поддающиеся восстановлению. 4 Наличие прорывов высоконапорных верхних или нижних горизонтов не поддающихся изоляции, 5 Обычные эксплуатационные скважины, дебит которых ниже экономически целесообразного. Главная задача ремонта - восстановить работоспособность скважины. Основные этапы работ по зарезке и бурению второго ствола. 1 Проектирование второго ствола. 2 Выбор места для зарезки второго ствола. 3 Установка отклонителя. 4. Вскрытие окна. 5 Бурение второго ствола. Выбор места зарезки второго ствола: При этом необходимо учитывать следующие условия: • место зарезки должно находится между муфтами обсадной колонны; • место зарезки должно находится в интервалах устойчивых пород, не склонных к осыпанию; • в интервале зарезки должно быть наличие цементного кольца; • в интервале отсутствия второй колонны; • в интервале, обеспечивающем подсечение продуктивного горизонта в заданной точке при требуемом отходе и зенитном угле. 61. Штанговые глубинные насосы, их конструкции и способы спуска в скважину. по конструкции и способу установки ШГН разделяются на 2 основные группы: 1 Втавные Вставной насос спускается в скважину в собранном виде на штангах и извлекается на поверхность также в собранном виде путём подъёма насосных штанг. Насос устанавливают и закрепляют при помощи специального замкового приспособления, которое заранее спускается в скважину на заданную глубину на НКТ. Состоит из 3-х основных узлов: 1) цилиндра 2) плунжера 3) замковой опоры Цилиндр насоса на нижнем конце имеет закреплённый наглухо всасывающий клапан, а на верхнем конце конус, который служит опорой насоса. поверх опорного конуса на цилиндре монтируется направляющий ниппель штока плунжера. Плунжер подвешивается к колонне штанг при помощи штока, конец которого выступает из насоса. С целью уменьшения объёма вредного пространства нагнетательный клапан установлен на нижнем конце плунжера. Насос в скважине устанавливается на замковую опору, предварительно спущенную на НКТ, на нижнем конце который смонтирована направляющая труба. Вставные насосы подразделяются на: 1) НСВ-1 сконструирован такио образом, что его можно устанавливать на одних и тех же опорах и спускать насосные трубы одинакового диаметра, например насос Ø32мм. можно посадить в замковую опору насоса Ø28 мм. и наоборот 2) НСВ-2 предназначен для эксплуатации скважин с глубиной подвески насоса от 2500 до 3500м. Имеют замковую опору в нижней части, что позволяет разгрузить кожух от растягивающих усилий при ходе плунжера вниз. 3) НСВГ предназначен для откачки высоковязких жидкостей. (вставной одноступенчатый двухплунжерный с втулочным цилиндром и замком сверху) 4) НСВД (вставной двухступенчатый двухплунжерный с втулочным цилиндром и замком наверху) 2 Невставные Невставные насосы характеризуются тем, что их основные узлы (цилиндр и плунжер) спускаются в скважину раздельно. Цилиндр на насосных трубах, а плунжер в сборе с всасывающим и нагнетательным клапанами на штангах. Подъём невставного насоса из скважины осуществляется в 2 приёма: сначала извлекается плунжер с клапанами, затем НКТ с цилиндром. Невставные насосы подразделяются на 2 типа: 1) насосы 2-х клапанные НСН-1 (насос скважинный невставной первого типа) с захватным штоком, с верхним нагнетательным и нижним всасывающим шариковыми клапанами и цилиндром, собранным из стальных или чугунных втулок, предназначен для эксплуатации нефтяных скважин при глубине подвески насоса 1200мю насос состоит из цилиндра и плунжера. Стальные или чугунные втулки цилиндра стянуты по концам цилиндра переводниками. Верхний переводник соединяется к колонне НКТ. на которых цилиндр спускается в скважину. Нижний узел цилиндра изготавливают в 2-х исполнениях: с патрубком-удлиннителем и без него. В первом исполнении к нижнему переводнику присоединён патрубок-удлиннитель с седлом конуса на конце, а во втором случае- непосредственно к седлу конуса. К верхнему концу плунжера присоединён узел нагнетательного клапана. Клетка клапана присоединена к насосным штангам, на которых плунжер спускается в скважину и при необходимости извлекается из неё. К нижнему концу плунжера присоединён узел всасывающего клапана. При спуске плунжера в цилиндр насоса он устанавливается в седло конуса, установленного в патрубке удлинителя. При нормальной работе 2-х клапанного насоса плунжер перемещается в цилиндре, а узел всасывающего клапана остаётся неподвижным. При извлечении из цилиндра плунжер закрепляется за голову захватного штока и поднимает за собой узел всасывающего клапана, открывая нижний конец цилиндра насоса. В результате этого жидкость, заполняющая подъёмные трубы может перетекать из насоса в скважину. Это исключает разлив нефти на устье скважины при подъёме НКТ, кроме того скважину можно периодически промывать. Существенный недостаток 2-х клапанного насоса- слишком большой объём вредного пространства (объём внутренней полости плунжера удлинителя). Этот объём можно уменьшить путём установки дополнительного нагнетательного клапана на нижнем конце плунжера, что осуществлено в 3-х клапанном насосе. 2) насос 3-х клапанный НСН-2 Предназначен для эксплуатации скважин при глубине подвески насосов до 1500м. Он отличается от насоса первого типа конструкцией ловильного приспособления, нижнего нагнетательного клапана и длиной цилиндра. Второй нагнетательный клапан расположен в нижней части плунжера, поэтому не позволяет применять захватный шток. Вместо захватного штока под плунжером монтируется специальный ловитель, в нижней части корпуса которого имеются фигурные пазы для ловли узла всасывающего клапана. Благодаря применению второго нагнетательного клапана объём вредного пространства в 3-х клапанном насосе уменьшился почти в 2 раза по сравнению с насосом первого типа, поэтому насосы второго типа рекомендуются для откачивания жидкости с повышенным содержанием газа. 3)НСН-А (с автозацепом) 4) НСН1Б (невставной одноступенчатый насос с безвтулочным цилиндром и замком наверху) 5) НСН2Б (невставной одноступенчатый одноплунжерный насос с безвтулочным цилиндром и ловителем) Таким образом смена вставного насоса требует значительно меньшего времени, чем невставного насоса, кроме того меньше изнашиваются НКТ, т.к. нет необходимости поднимать и спускать их, а также отворачивать и заворачивать резьбовые соединения при каждой смене насоса. Эти преимущества вставного насоса имеют особое значение при эксплуатации глубоких скважин, у которых спуско-подъёмные операции занимают много времени. В условные обозначения насосов должны входить: - тип насоса - исполнение - условный размер в мм. - длина хода плунжера в м. - наибольшая глубина спуска насоса в м. Например, НСВ-1-28-30-15 (два последних параметра уменьшаются в 100 раз) подбор насосов по группам посадки осуществляется в зависимости от температурных условий, глубины подвески насоса и вязкости откачиваемой жидкости. По посадке насосы делятся на след. группы: 1) Группа 0 зазор 0-0,045 мм (для лёгких нефтей и большой высоты подъёма, а так же при низкой температуре или пониженной вязкости жидкости) 2) Группа 1 зазор 0,020-0,070 мм 3) Группа 2 зазор 0,070-0,120 мм. (применяются в обводненных многодебитных скважинах) Насосы Группы 1 и Группы 2 применяются при высокой температуре или повышенной вязкости 4) Группа 3 зазор 0,120-0,170 мм. (устанавливается по требованию заказчика) В зависимости от сооб\ношения длины хода устьевого штока и длины плунжера насосы могут быть: 1) короткоходовые (Lшт/Lпл <1) 2) среднеходовые (Lшт/Lпл <2) 3) длинноходовые (Lшт/Lпл >2) 2 Коэффициент подачи насоса и его фактическая подача зависят от: - влияния газа (выражается в том, что газ заполняет часть объёма цилиндра насоса, уменьшает его наполнение жидкостью); - утечки жидкости через насос по причине износа поверхности плунжера, цилиндра и клапанов или неправильной подгонки плунжера и цилиндра по зазору; - негерметичность подъёмных труб по причине плохого свинчивания муфтовых соединений, загрязнения резьбы, дефектов в резьбе или трещин в стенках труб. Негерметичность подъёмных труб может привести к полному прекращению подачи жидкости насосом на поверхность; - число качаний и длина хода плунжера. С увеличением числа качаний подача насоса возрастает, но лишь до определённого предела. При большем числе качаний скорость перемещения плунжера увеличивается и жидкость не успевает заполнять освободившийся объём цилиндра, что не только снижает коэффициент подачи, но и отрицательно влияет на работу всей установки, т.к. движение плунжера вниз сопровождается его ударами о жидкость. Предельным считается число качаний, равное 15-18 раз в минуту. Целесообразнее увеличивать подачу насоса путём удлинения хода плунжера при меньшем числе его ходов, что улучшает условия работы всей установки. За один двойной ход плунжера насос подаёт объхём жидкости, равный объёму цилиндра, описываемого плунжером: V=F*S F – площадь сечения плунжера S – длина хода плунжера V min = F*S*n V сут = 1440*F*S*n F = π*D² = 0?7852 4 62. Промывка скважин. Назначение и классификация промывочных жидкостей для бурения нефтяных и газовых скважин. Периодическую промывку скважин начали применять при ударном способе бурения. С целью очистки забоя от выбуренной породы. Применение вращательного способа бурения привело к необходимости непрерывной промывки скважины в процессе бурения. При прохождении во время бурения глин и глинистых отложений на воде в скважине образовывался глинистый раствор, который при обработки его химическими реагентами облегчили процесс бурения скважины, поэтому стали не только сохранять глинистый раствор, образовавшийся в скважине, но и искусственно его готовить. Буровая промывочная жидкость делится на: 1 Жидкости на водной основе 2 НА УВ основе 3 Газы и газообразные смеси. Основные функции буровой промывочной жидкости: 1 Вынос частиц породы из скважины на дневную поверхность 2 Создание противодавления на стенки скважины, достаточного для предотвращения притока пластового флюида 3 Удержание частиц выбуренной породы во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции 4 Создание на стенках скважины фильтрационные корки, обладающей пониженной проницаемостью и некоторой прочностью, то есть сохранение устойчивости стенок скважины. 5 Охлаждение и смазывание трущихся поверхностей долота, забойного двигателя, бурильной колонны и других узлов бурового оборудования 6 Передача энергии турбобуру 7 Сохранение естественной проницаемости продуктивных горизонтов при их вскрытии. Глинистый раствор наиболее распространенный вид промывочных жидкостей. Его готовят из глины и воды с химической обработкой. Существует три способа промывки скважин: с выходом промывочной жидкости на поверхность земли: прямая, обратная и комбинированная. Прямая промывка, когда промывочная жидкость, нагнетаемая насосом, проходит по колонне бурильных труб, затем (при бурении кольцевым забоем) между керном и колонковой трубой омывает забой, охлаждает породоразрушающий инструмент, захватывает с забоя частицы разрушенной породы, поднимается вверх по кольцевому пространству между бурильными трубами и стенками скважины и, наконец, выходит на поверхность. Достоинства прямой промывки: 1) буровой раствор, выходя из суженных промывочных отверстий коронки приобретает большую скорость и с силой ударяет о забой, размывая разбуриваемую породу, что способствует увеличению скорости бурения; 2) применяя специальные промывочные жидкости при бурении в сыпучих, рыхлых и трещиноватых породах обеспечивает закрепление стенок скважины путем скрепления частиц неустойчивой породы. Недостатки прямой промывки: 1) возможен размыв стенок скважины при бурении в мягких породах вследствие большой скорости восходящего потока; 2) пониженный процент выхода керна в результате динамического воздействия струи на верхний торец керна, что приводит к его размыву; 3) при бурении скважин большого диаметра повышенный расход промывочной жидкости, необходимый для создания такой скорости восходящего потока, при которой все разбуренные частицы породы будут выноситься на поверхность. Прямая промывка имеет преимущественное применение в практике разведочного бурения. Обратная промывка - это такая промывка, когда промывочная жидкость движется к забою по кольцевому пространству между бурильными трубами и стенками скважины, омывает забой, входит в отверстия породоразрушающего инструмента, при наличии керна проходит пo кольцевому зазору между керном и колонковой трубой, проходит по внутреннему каналу бурильной колонны и, обогащенная шламом, выходит на поверхность земли. Достоинства обратной промывки: интенсивная очистка забоя от частиц разрушенной породы и возможность гидравлического транспорта кернов через бурильные трубы на поверхность. Основной недостаток обратной промывки — невозможность обеспечения нормального процесса бурения при наличии в разрезе поглощающих горизонтов, в которых теряется полностью или частично промывочная жидкость. В связи с более сложной организацией обратной промывки она имеет ограниченное применение. Комбинированная промывка, когда движение промывочной жидкости над колонковой трубой осуществляется по схеме прямой промывки, а ниже с помощью специальных устройств по схеме обратной промывки. Техническое исполнение комбинированной промывки связано с применением устройств, преобразующих прямую промывку в обратную в призабойной зоне. Комбинированная промывка применяется с целью повышения выхода керна. 63.Планирование добычи нефти. Планирование добычи нефти при разработке месторождений по проекту и без него имеет свои особенности. В первом случае, поскольку скважина-пласт рассматривается как единая гидродинамическая система, объем добычи нефти определяют по целым пластам по запроектированным среднесуточным нормам отбора нефти из них. Планирование добычи нефти из скважин, выводимых из бездействия. Планирование добычи нефти включает оценку состояния фонда скважин. Вначале оценивают имеющиеся возможности наличного так называемого переходящего фонда скважин с учетом использования всех вскрытых резервов и необходимости ликвидации скважин. Затем оценивают возможности пуска скважин в эксплуатацию из бездействия и, наконец, пуска скважин из бурения с учетом проекта разработки. Планирование добычи нефти по вновь открытым и подготовленным к эксплуатации месторождениям должно основываться на составленных по ним технологических схемах или проектах разработки, в которых детально исследована динамика экономических показателей разработки в зависимости от изменения технологических факторов. Планирование добычи нефти осуществляется в соответствии с Методическими указаниями к составлению планов добычи нефти на основе инженерных расчетов, выполняемых в технологических проектах разработки месторождений. Планирование добычи нефти по объединениям и отрасли в целом осуществляется по исходным показателям технологических проектов разработки месторождений. При этом исходные показатели по отрасли определяются как средневзвешенные по нефтедобывающим районам, а по объединениям-как средневзвешенные по месторождениям. Планирование добычи нефти и бурения должно базироваться на детальном определении возможностей каждого промысла, нефтеносного пласта в целом и отдельных скважин. При планировании следует предусматривать максимальное использование внутренних ресурсов производства, имеющейся техники, а также дальнейшее совершенствование техники и технологии добычи нефти. Планирование добычи нефти и бурения может осуществляться по промыслу ( внутрипромысловое планирование), по месторождению, по нефтяной провинции и по отрасли в целом. Планирование добычи нефти и бурения может осуществляться по промыслу ( внутрипромысловое планирование), месторождению, нефтяной провинции и отрасли в целом. Планирование добычи нефти при разработке месторождений по проекту и без него имеет свои особенности. В первом случае объем добычи нефти определяют по целым пластам по запроектированным среднесуточным нормам отбора нефти из них. Планирование добычи нефти и газа и бурения скважин по залежам, имеющим проекты разработки, ведется иа основании этих проектов с учетом возможных мероприятий, направленных на улучшение технологии разработки и бурения в свете новейших достижений науки и техники. В тех случаях, когда фактическое состояние разработки несколько отличается от проектных данных, возникает необходимость корректировки цифр добычи и бурения на планируемый срок и приведения их в соответствие с проектными данными. Решение этих задач и проведение подобной корректировки обеспечивается конкретными данными того или иного месторождения. Планирование добычи нефти по объединениям и отрасли в целом осуществляется по исходным показателям технологических проектов разработки месторождений. При этом исходные показатели по отрасли определяются как средневзвешенные по нефтедобывающим районам, а по объединениям - как средневзвешенные по месторождениям. 64.Назначение, характеристика и общее устройство ТРК на стационарных АЗС. Колонка раздаточная предназначена для монтажа на стену и служит для перекачки и дозирования дизельного топлива, жидких масел, антифризов и СОЖ, а также других жидкостей, обладающих смазывающей способностью и нейтральных по отношению к материалам насоса. Перекачивание взрывоопасных жидкостей запрещено! Принцип действия: Включение насоса происходит автоматически после снятия пистолета с держателя. Подача топлива автоматически прекращается после заполнения бака до максимального уровня. После возвращения пистолета на место, насос выключается. Состав изделия: Счетчик - 3 цифры, обнуляемый, с отдельным сумматором. Насос - электрический шиберный с защитой от ложного срабатывания, со встроенным байпасом, выставлен на 1,6 атм,(общепромышленное исполнение). Шланг - 6 м (4 м для 23078) с раздаточным пистолетом, G 1" наружняя. Пистолет – автоматический. Область применения: Установка может использоваться в следующих отраслях: автохозяйствах, станочных хозяйствах, на складах ГСМ, станциях автотехобслуживания и т.п. В зависимости от вида выдаваемого продукта на АЗС раздаточные колонки разделяются на: топливораздаточные для заправки транспортных средств топливом (бензин, дизельные топлива); смесераздаточные для заправки транспортных средств с двухтактными двигателями (мотоциклы, мотороллеры, мопеды и др.) топливной смесью (автол и бензин); маслораздаточные. Топливораздаточные колонки (ТРК) предназначены для заправки автомобилей топливом, а так же измерения и учета налитого топлива. На сегодняшний день ассортимент топливораздаточных колонок, представленных на рынке оборудования для АЗС, довольно-таки широк. Раздаточные колонки бывают с ручным и с электрическим приводом. В случае электрического привода, механизмами ТРК автоматически обеспечивается прекращение подачи топлива после выдачи требуемого объема, который устанавливается задающим устройством. Колонки с ручным приводом сейчас Вы сможете найти лишь в музее. Различают ТРК и по способу управления. Топливораздаточные колонки с ручным управлением используются для выдачи топлива без электропитания, не гарантируется возможность автоматического блокирования подачи топлива после выдачи заданной дозы. ТРК с управлением от местного задающего устройства имеют внешний дисплей и набор кнопок, при помощи которых клиент сам устанавливает вид и литраж выдаваемой порции топлива. Литраж порции топлива выдаваемой раздаточной колонкой с управлением от дистанционного задающего устройства задается оператором. Существуют и ТРК с комбинированным управлением, то есть одновременно с управлением от задающего устройства и с местным ручным управлением. По способу размещения топливораздаточные колонки делятся на стационарные, жестко закрепленные на определенном месте АЗС, и переносные (мобильные ТРК). Колонки могут выдавать как однокомпонентное топливо, так и образовывать топливную смесь. Кроме того, у каждой топливораздаточной колонки определен номинальный расход топлива – 25, 40, 50, 80, 100 или 160. В зависимости от качества исполнения устанавливается основная погрешность раздаточной колонки. 65. Осложнения при эксплуатации скважин штанговыми насосными установками. Технология добычи высокосмолистых нефтей. При эксплуатации скважин ШНУ могут происходить следующие осложнения: - Износ штанг и истирание НКТ; - Поступление из пласта в скважину вместе с нефтью пластовой воды; - Поступление из пласта в скважину газа и песка; - Отложение парафина на клапанах насоса, стенках и поверхностях труб и штанг. Для предупреждения обрыва штанг и истирания труб применяют закаленные поверхности муфты с овальными кромками и обработанные токами высокой частоты. Для борьбы с коррозией применяют ингибиторы коррозии, которые периодически в нужной дозе подаются в затрубное пространство скважины. Борьбу с отложениями парафина проводят механическим путем с помощью торцевых укороченных пластинчатых скребков, закрепленных к штангам. Эти скребки автоматически поворачиваются на определенный угол при каждом ходе колонны штанг вниз. Для борьбы с отложениями парафина так же проводят периодические термические обработки скважин без их остановки закачкой в затрубное пространство горячей нефти, которая проходя через клапаны и НКТ, расплавляет отложения парафина и вносит их на поверхность. Так же применяют остеклованные или покрытые специальным лаком НКТ, на которых парафин не оседает. Большие осложнения обусловлены попаданием свободного газа в цилиндры штанговых насосов. Борьбу с этими осложнениями проводят следующими методами: - Используют насосы с уменьшенным вредным пространством; - Увеличивают длину хода плунжера; - Увеличивают глубину погружения насоса под уровень жидкости в скважине; - Откачивают газ из затрубного пространства. Песок, поступающий из пласта может образовывать на забое песчаную пробку, в результате чего уменьшается или полностью прекращается приток нефти в скважину. Так же, попадая в насос, песок преждевременно истирает его детали, часто заклинивает плунжер в цилиндре. Основные мероприятия по борьбе с песком на приеме насоса: - Установка на приеме насоса песочного якоря; - Регулирование отбора жидкости из скважины; - Применение трубчатых штанг. 2 Технология добычи высокосмолистых парафинистых нефтей. Россия считается третьей после Канады и Венесуэлы страной по объемам тяжелых углеводородных ресурсов. По оценкам компании Schlumberger, запасы тяжелой нефти в РФ составляют 13, 4 млрд. тонн, а природных битумов-33, 4 млрд. тонн. По оценке Института неорганической химии РАН, российские запасы тяжелой высоковязкой нефти оцениваются в 6, 3 млрд. тонн, при этом 71, 4% от общего объема залежей "трудных" углеводородов находятся в Волго-Уральском и Западно-Сибирском нефтегазоносных бассейнах. При этом Волго-Уральская битумонефтегазоносная провинция - безусловный лидер в рейтинге "тяжеловесов": в недрах этого региона содержится 60, 4% от общероссийских запасов тяжелых и 70, 8% - вязких нефтей. Месторождения тяжелой нефти скрыты в недрах Татарии, Удмуртии, Башкирии, Самарской и Пермской областей. Несмотря на растущую популярность среди добывающих компаний тяжелой нефти, самый оптимальный способ ее использования - это переработка в нефтепродукты вблизи места добычи, поскольку закачка тяжелых углеводородов в трубопровод портит общее качество нефти, которая по нему транспортируется. Именно благодаря попадающей в экспортную трубу тяжелой нефти Татарии российский экспортный микс Urals торгуется с дисконтом по сравнению с биржевым эталоном Brent. Россия весьма богата запасами тяжелой нефти, но при этом не имеет достаточных мощностей для ее переработки. До последнего времени российские нефтяные компании не использовали на своих НПЗ современных технологий работы с тяжелой и сверхтяжелой нефтью. По данным Института проблем нефти и газа РАН, большинство российских нефтеперерабатывающих заводов строилось еще в конце XIX - начале XX веков под переработку легких или смешанных сортов нефти и использует ректификационные процессы. То есть поступающая на НПЗ нефть посредством атмосферной перегонки разделяется в ректификационных колоннах на различные фракции прямогонный бензин, керосин, дизтопливо, газойль и тяжелые остатки: мазут и битум. Денис Борисов также говорит, что на сегодня на российских заводах нет технологий переработки тяжелой нефти, они рассчитаны на смешение с легкой нефтью или легкими дистиллятами. Аналитик отмечает, что одна из самых "продвинутых" технологий работы с тяжелой нефтью сейчас используется на Уфимских нефтеперерабатывающих заводах, которые были введены в строй еще в 50-х годах прошлого века, однако эти заводы не могут полностью перерабатывать тяжелую нефть. "Если отправлять на Уфимские НПЗ высокосернистые нефти, не смешивая их ни с чем, выход мазута будет огромным, а тяжелые фракции стоят дешевле, чем сама нефть". Способы добычи тяжёлой нефти: 1)CHOPS (Cold heavy oil production with sand) Холодная добыча тяжелой нефти вместе с песком В скважину вместе с нефтью поступает песок для повышения производительности. 2) VAPEX (Vapour extraction process) Добыча посредством газообразных растворителей Закачка газообразных растворителей в пласт обеспечивает снижение вязкости нефти, которая в результате стекает под действием гравитации. Может быть использован для добычи битумов в зонах, признанных слишком тонкими для обычной термальной добычи. 3) SAGD (Steam-assisted gravity drainage) Парогравитационный дренаж Метод термальной обработки на месте залегания. Данный метод требует наличия двух горизонтальных скважин, в одну из которых непрерывно закачивается пар. Битумы разжижаются, стекают в скважину, расположенную ниже, и выкачиваются на поверхность. Один из вариантов этой схемы используется сегодня в Омане. Кстати, российская компания "Татнефть" также применяет эту технологию. 4)CSS (Cyclic steam stimulation) Циклическая паростимуляция Метод термальной обработки на месте залегания. В течение определенного промежутка времени пар под высоким давлением закачивается в скважину. Далее следует период "выдерживания при повышенной температуре", по окончании которого осуществляется добыча нефти до тех пор, пока нефть не иссякнет. Далее процесс повторяется. 5)ICP (In situ conversion) Конверсия на месте залегания IUP (In situ upgrading process) Обогащение на месте залегания Две последние технологии являются экспериментальными методами термальной обработки на месте залегания. Изучение и разработку этих методов осуществляет концерн "Шелл". Данные методы предусматривают постепенный прогрев породы в течение нескольких месяцев. Метод IUP обеспечивает преобразование тяжелой, вязкой нефти в более легкие углеводородные фракции. Метод ICP обеспечивает преобразование керогена в более легкие углеводороды. 66. Классификация затрат на добычу нефти. Понятие себестоимости. Типовые варианты построения отдела продаж. Расчет себестоимости добычи нефти и газа базируется на утвержденных проектах разработки месторождения, нормативных затратах, установленных предприятием на единицу добываемой нефти и газа, скважину действующего фонда, один ремонт и др., нормах обслуживания, тарифных соглашениях по оплате труда, нормах амортизационных отчислений . В себестоимость добычи нефти и газа включаются: а) затраты, непосредственно связанные с добычей и промышленной подготовкой нефти и газа, обусловленные технологией и организацией производства; б) платежи за добычу полезных ископаемых, затраты на рекультивацию земель, плата за древесину, отпускаемую на корню, а также плата за воду, забираемую промышленными предприятиями из водохозяйственных систем в пределах установленных лимитов. Платежи за предельно допустимые выбросы (сбросы) загрязняющих веществ в окружающую среду. в) затраты на подготовку и освоение производства: затраты на подготовительные работы, связанные с организацией новых нефтегазодобывающих управлений на вновь вводимых в разработку площадях (кроме затрат, подлежащих возмещению за счет капитальных вложений), очистку территории в зоне открытых горных работ, площадок для хранения плодородного слоя почвы, используемого при последующей рекультивации земель, на устройство временных подъездных путей и дорог для вывоза добываемого сырья, другие виды работ; г) затраты некапитального характера, связанные с совершенствованием технологии и организации производства. Финансирование затрат по созданию новых и совершенствованию применяемых технологий, а также по повышению качества продукции связанных с проведением научно-исследовательских, опытно-конструкторских работ; д) затраты на обслуживание производственного процесса: -по обеспечению производства материалами, топливом, энергией, инструментом, приспособлениями и другими средствами и предметами труда; -по поддержанию основных производственных фондов в рабочем состоянии (расходы на технический осмотр и уход, на проведение текущего, среднего и капитального ремонтов); -модернизация оборудования, а также реконструкция объектов основных фондов осуществляется за счет капитальных вложений и затраты на их проведение в себестоимость добычи нефти и газа не включаются; е) затраты по обеспечению нормальных условий труда и техники безопасности: устройство и содержание ограждений машин и их движущихся частей, люков, отверстий, сигнализации, прочих видов устройств некапитального характера, обеспечивающих технику безопасности; ж) текущие затраты, связанные с содержанием и эксплуатацией фондов природоохранного назначения: очистных сооружений, золоуловителей, фильтров и других природоохранных объектов, расходы по захоронению экологически опасных отходов, оплате услуг сторонних организаций за прием, хранение и уничтожение текущих природоохранных затрат; з) затраты, связанные с управлением производством: -содержание работников аппарата акционерного общества, объединения и его структурных подразделений, материально-техническое и транспортное обслуживание их деятельности, включая затраты на содержание служебного легкового автотранспорта и компенсации (в пределах установленных законодательством норм) за использование для служебных поездок личных легковых автомобилей; -затраты на командировки, связанные с производственной деятельностью (в соответствии с установленными законодательством нормами); и) затраты, связанные с подготовкой и переподготовкой кадров: -выплата работникам предприятий средней заработной платы по основному месту работы во время их обучения с отрывом от работы в системе повышения квалификации и переподготовки кадров; -оплата труда квалифицированных рабочих, не освобожденных от основной работы, по обучению учеников и но повышению квалификации рабочих. к) затраты, связанные с осуществлением работ вахтовым методом; л) платежи по кредитам банков в пределах ставки, установленной законодательством, и затраты на оплату процентов по кредитам поставщиков (производителей работ, услуг) за приобретение товарно-материальных ценностей (проведение работ, оказание услуг сторонними предприятиями). Платежи по кредитам сверх ставок относятся на финансовые результаты. Оплата процентов по ссудам, полученным на восполнение недостатка собственных оборотных средств, на приобретение основных средств и нематериальных активов, а также по просроченным и отсроченным ссудам осуществляется за счет прибыли, остающейся в распоряжении предприятия; м) оплата услуг банков по осуществлению в соответствии с заключенными договорами торгово-комиссионных (факторинговых) операций; н) отчисления в специальные централизованные фонды компании, производимые в соответствии с порядком, установленным законодательством; о) затраты на воспроизводство основных производственных фондов, включаемые в себестоимость продукции в форме амортизационных отчислений на полное восстановление стоимости основных фондов; п) износ но нематериальным активам. По нематериальным активам, по которым невозможно определить срок полезного использования, нормы износа устанавливаются в расчете на десять лет (но не более срока действия предприятия); Себестоимость — это стоимостная оценка используемых в процессе производства продукции (работ, услуг) природных ресурсов, сырья, материалов, топлива, энергии, основных фондов, трудовых ресурсов и других затрат на ее производство и реализацию. Из чего состоит отдел продаж (каково его построение). Во-первых, нужно понимать ориентированность компании на рынке. Как принято у нас говорить, фирма торговая или производственная. Но если не углубляться в этот вопрос,и взять торговую фирму,скажем торговую компанию продуктами питания или запчастями, то торговля является основным производственным циклом компании, а не вспомогательным. Когда завод производит изделие и его нужно продать - тогда это производственный цикл, ориентированный под потребности конкретного заказчика, и здесь нет продаж, здесь есть только отгрузка. Продажи были раньше, то есть до заключения договора на изготовление. Итак, построение отдела продаж Торговой компании должно состоять из: Товара Прайс – листа на товар ПРОДУКТА компании Клиентской базы Того, что называется ОРГАНИЗАЦИЯ ну, и, конечно же обученного персонала, знающей рынок, владеющей технологией продаж. Клиентская база должна быть распределена между менеджерами, имея плановый объем продаж и ассортимент. Менеджеры должны выполнять план по исходящим коммуникациям. Т. е. по количеству писем и звонков, сделанным по клиентам, которые за ним закреплены. Должны иметь свои должностные инструкции, в которых четко прописаны их продукт, объем производимой ими продукции и технологический цикл производства продукта, т. е. как они могут добиться выполнения квот. Обязательны опросы, с целью выяснения, куда растут и развиваются закрепленные клиенты, их ассортимент. Идеально на каждого клиента в клиентской базе иметь анкету, в которой будет содержаться: Наименование Контактная информация Имя менеджера и дата рождения Профессиональные праздники, дата Хобби контактного лица По рыночной позиции/опт, розница Диллерство каких производителей Ассортимент /по отношению к нашей компании Цена/ по отношению к нашей компании Оригинал ,не оригинал Участие в серых схемах Работа склада Как быстро комплектуется заказ Позиция /в сравнении к нашей компании сильнее, слабее Направления роста. Эта база содержит как данные о партнерах, так и данные о конкурентах. На основании этих данных формируется картина рынка, направления движения и будущий спрос и данные о новом продукте. Должна вестись статистика по всем клиентам, которые обратились в компанию и ушли. Здесь нужно проводить работу над ошибками. Устранение этих ошибок и приведет к росту компании. Очень важно значение вводной услуги. Она должна быть, чтобы ни один клиент от вас не смог уйти. ЕЕ тоже должен найти, и разработать отдел продаж. Обязательное условие, чтобы, после каждого спада появлялся новый продукт компании. Это залог успеха в бизнесе. Это по-настоящему творческая работа. Идеальный отдел продаж производит клиентов, т. е. заявки на продукт. И если нет заявок, то нет и продукта. Если нет продукта, то нет и продаж, нет и денег. Это причина наступления кризиса в компании и стране. По моим данным у 90% Российских компаний причина наступления кризиса в компании – это отсутствие правильно выстроенных отделов продаж. 67. Порядок приема, хранения и выдачи горючего на нефтебазах. Технология приема и отпуска нефтепродуктов на нефтебазах зависит от вида транспортных средств, которыми доставляется и отгружается нефтепродукт, климатических условий, интенсивности сливоналивных операций и физико-химических свойств нефтепродуктов. Нефтепродукты транспортируются трубопроводным, железнодорожным, автомобильным, морским и речным транспортом в соответствии с действующими на каждом виде транспорта правилами, утвержденными в установленном порядке. Прием и отпуск нефтепродуктов нефтебазой осуществляется через специальные сливоналивные устройства: в железнодорожные цистерны - на специальных эстакадах, через отдельные стояки или сливные установки; в морские и речные суда - через причальные сооружения или беспричальным способом; в автомобильные цистерны - на станциях налива, автомобильных эстакадах, через отдельные стояки; в бочки, бидоны и другую тару - через разливочные и расфасовочные; по отводам от магистральных нефтепродуктопроводов. Перекачку нефтепродуктов на нефтебазе (сливоналивочные операции, внутрибазовые перекачки) разрешается начинать только по указанию ответственного лица, на которое в соответствии с должностной инструкцией возложены эти операции. Все проводимые технологические перекачки нефтепродуктов, в т.ч. при выдаче заданий подчиненным по смене лицам (старший оператор - оператору), должны фиксироваться в журнале распоряжений (указаний) по подготовке к перекачке нефтепродуктов. Работники, проводящие технологические операции по приему, хранению и отпуску нефтепродуктов, должны знать размещение, устройство и порядок обслуживания оборудования, сооружений и трубопроводов;знать технологические схемы трубопроводных коммуникаций и руководствоваться данными, приведенными в утвержденных руководством предприятия технологических картах резервуаров; проводить измерение и определение массы принимаемых, хранимых и отпускаемых нефтепродуктов;обеспечить сохранность качества и количества нефтепродуктов при операциях их приема и отпуска. Хранение нефтепродуктов в резервуарах осуществляется в соответствии с требованиями стандартов. Выбор резервуара обосновывается технико-экономическими расчетами в зависимости от характеристик нефтепродукта, условий эксплуатации, с учетом максимального снижения потерь нефтепродукта от испарения при хранении. Нефтепродукты каждой марки должны храниться в отдельных, предназначенных для них исправных резервуарах. Особое внимание при эксплуатации резервуаров должно быть уделено техническому состоянию резервуаров (герметичность, толщина стенки и днища резервуара, отклонения наружного контура днища от горизонтали и образующих стенки резервуара от вертикали) и установленного на резервуарах оборудования, а также устройств молниезащиты и по защите от статического электричества. Для хранения бензинов с целью сокращения потерь от испарения следует применять резервуары с защитными покрытиями (понтонами, плавающими крышами и др.) или оборудованные газовой обвязкой. На нефтебазах, наливных и перекачивающих станциях должны быть составлены технологические схемы с отображением всех трубопроводов, запорно-регулирующего оборудования, контрольно-измерительных приборов, насосов, заглушек, продувочных кранов, компенсаторов, приемо-раздаточных устройств с присвоением номера каждому элементу технологической схемы. Резервуары должны иметь исправные запорные устройства и люки с прокладками, стойкими к нефтепродуктам и обеспечивающими герметичность. Хранение нефтепродуктов в таре осуществляют в специально оборудованных складских зданиях, под навесом и на открытых площадках. Способ хранения принимают в зависимости от климатических условий, физико-химических свойств хранимых нефтепродуктов, вида тары. Капитальные сооружения (хранилища) для хранения нефтепродуктов в таре должны иметь: -подъездные пути для автомобилей и механических погрузчиков; -эстакады для погрузки (выгрузки) тарных нефтепродуктов из железнодорожных вагонов; -систему вентиляции, обеспечивающую 2-3-кратный обмен воздуха; -не менее двух дверей (ворот). Окна складских зданий (хранилищ) должны быть оборудованы металлическими решетками; стекла на солнечной стороне окрашиваются в белый цвет. Полы в хранилищах должны быть выполнены из негорючих материалов, иметь уклоны для стока разлитых нефтепродуктов в специальные приемники. Хранилища должны быть оборудованы средствами механизации для работ по погрузке (выгрузке), необходимыми контрольно-измерительными приборами и приспособлениями. Стеллажи и штабеля с затаренными нефтепродуктами должны быть пронумерованы и установлены с учетом обеспечения свободного доступа к таре и применения необходимых средств механизации. В хранилищах должна иметься следующая документация: -план хранилища со схемой размещения стеллажей и штабелей; -картотека на хранимые нефтепродукты; -инструкции для обслуживающего персонала. Складские помещения, в которых нормами технологического проектирования температура внутреннего воздуха не нормируется или допускается ниже 0°С, могут не отапливаться. 68. Определение сырой и товарной нефти. Расчет балласта сырой нефти. Сырой нефтью называют нефть, получаемую непосредственно из скважин. При выходе из нефтяного пласта нефть содержит частицы горных пород, воду, а также растворенные в ней соли и газы. Эти примеси вызывают коррозию оборудования и серьезные затруднения при транспортировке и переработке нефтяного сырья. Таким образом, для экспорта или доставки в отдаленные от мест добычи нефтеперерабатывающие заводы необходима промышленная обработка сырой нефти: из нее удаляется вода, механические примеси, соли и твердые углеводороды, выделяется газ. Газ и наиболее легкие углеводороды необходимо выделять из состава сырой нефти, т.к. они являются ценными продуктами, и могут быть утеряны при ее хранении. Кроме того, наличие легких газов при транспортировке сырой нефти по трубопроводу может привести к образованию газовых мешков на возвышенных участках трассы. Очищенную от примесей, воды и газов сырую нефть поставляют на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ), где в процессе переработки из нее получают различные виды нефтепродуктов. Качество, как сырой нефти, так и нефтепродуктов, получаемых из нее, определяется ее составом: именно он определяет направление переработки нефти и влияет на конечные продукты. Важнейшими характеристиками свойств сырой нефти являются: плотность, содержание серы, фракционный состав, а также вязкость и содержание воды, хлористых солей и механических примесей. Товарная нефть - продукция нефтегазодобывающего предприятия, прошедшая весь цикл подготовки и соответствующая требованиям государственного стандарта. Товарная нефть представляет собой часть многофазной скважинной продукции нефтяного месторождения, включая часть пластовой нефти после ее промысловой подготовки. То есть в товарной нефти практически не остается растворенного газа, который был первоначально растворен в пластовой нефти Таким образом, качество товарной нефти формируется при подготовке сырой нефти к транспортированию. Стоимость товарной нефти существенно зависит от ее качества. Поэтому во всех учетно-расчетных операциях между поставщиком и покупателем наряду с определением массы продукта производят контроль качественных параметров нефтей. Перечислим важнейшие показатели качества: фракционный состав, плотность, содержание воды, хлористых солей, механических примесей и серы. Также определяют технологические показатели нефтей. К ним можно отнести: давление насыщенных паров, вязкость, содержание парафинов, температура застывание и вспышки, содержание асфальтенов и смол. (Иногда определяют кислотность, молекулярную массу, объемную долю газа, массовую долю тяжелых металлов). Некоторые показатели качества нефти могут определяться согласно договоренности между поставщиком и покупателем. Балласт- содержащиеся в нефти вода, хлористые соли и механические примеси. Массу балласта Мб, т, вычисляют по формуле: Mб M Wв Wхс W м п , 100 где М – масса брутто сырой нефти т, измеренная РМ; Wв – массовая доля воды в сырой нефти, %; Wхс – массовая доля хлористых солей в сырой нефти, %; Wмп – массовая доля механических примесей в сырой нефти, %. 69.Правовые основы ведения предпринимательской деятельности. Предпринимательское право - комплексная интегрированная отрасль права, совокупность правовых норм, регулирующих на основе соединения частных и публичных интересов отношения в сфере организации, осуществления предпринимательской деятельности и руководства ей. Сторонники концепции утверждают, что самостоятельность данной отрасли обусловлена, как минимум, тремя факторами. Во-первых, предпринимательская деятельность как предмет регулирования имеет ряд специфических черт, отличающих ее от иных сфер человеческой деятельности. Во-вторых, помимо частной сферы существует и будет существовать предпринимательская деятельность в государственном секторе экономики. Государственное предпринимательство требует особого правового регулирования, выходящего за традиционные рамки частного права. В-третьих, в современных условиях сформировалась специфическая форма взаимосвязи государства и рынка, при которой регулирование предпринимательской деятельности требует особых методов, нередко чуждых частному праву в связи с тем, что они основаны на публичноправовых, властных началах. Законодательство о предпринимательстве включает в себя значительную часть законов различной отраслевой принадлежности: 1) Конституция РФ от 12.12.93, которая гарантирует единство экономического пространства, свободное перемещение товаров, услуг и финансовых средств, поддержку конкуренции, свободу экономической деятельности, признание и защиту равным образом государственной, муниципальной и частной собственности. 2)Гражданский кодекс РФ – это своего рода «конституция» предпринимательства, т.к. в нём унифицировано правовое урегулирование рыночных отношений, закреплены основные принципы гражданско-правового регулирования, обеспечены неприкосновенность и равенство защиты всех форм собственности, гарантировано развитие не противоречащих закону видов предпринимательской деятельности. 3) Федеральные законы РФ специального назначения: ФЗ "Об акционерных обществах" от 26 декабря 1995 г. ФЗ "О некоммерческих организациях" от 12 января 1996 г. ФЗ "О производственных кооперативах" от 8 мая 1996 г. ФЗ "Об обществах с ограниченной ответственностью" от 8 февраля 1998 г. ФЗ "О государственной регистрации юридических лиц и индивидуальных предпринимателей" От 8 августа 2001 г. ФЗ "О государственных и муниципальных унитарных предприятиях" от 14 ноября 2002 г. 4) Федеральные законы РФ общего назначения: ФЗ "О развитии малого и среднего предпринимательства" от 24 июля 2007 г. ФЗ «О государственной поддержке малого предпринимательства в Российской Федерации» от 14 июня 1995 г. ФЗ «Об инвестиционной деятельности в Российской Федерации, осуществляемой в форме капитальных вложений» от 25.02.1999 г. 70. Способы и средства для транспортировки нефти и нефтепродуктов. Способы сливо-наливных операций и требования пожаробезопасности к их организации. У каждого вида транспортировки имеются свои плюсы и минусы. Наиболее быстрый воздушный способ очень дорог, требует особых мер безопасности, потому этим способом доставки пользуются редко - в случаях экстренной необходимости или невозможности доставить ГСМ иным путем. Например, в военных целях или в случаях фактической недоступности местности для иных, кроме воздушного, видов транспорта. Наиболее распространен железнодорожный способ. География железнодорожных нефтеперевозок от мест добычи на нефтеперерабатывающие заводы, в хранилища или потребителям, привязана к так называемых нефтегазовым бассейнам. Общемировой объем железнодорожных нефтеперевозок возрастает каждый год на 3-4 %, а в России этот показатель достигает 6%. Это быстрый всесезонный способ. В нашей стране его используют, чтобы доставить нефть из Западной Сибири на Дальний Восток, Южный Урал и в страны Центральной Азии. Из Урала нефть везут на Запад, на Северный Кавказ и в Новороссийск. Однако для доставки «черного золота» по железной дороге требуется в 10 раз больше трудозатрат, чем для ее транспортировки по нефтепроводам. Поэтому даже в странах с разветвленной железнодорожной сетью этот способ перевозки нефти Несмотря на удобство железнодорожного способа перевозки нефтепродуктов на большие расстояния, нефтепродукты - такие как бензин, дизельное топливо, масла, битум, мазут, или сжиженный газ - на небольшие расстояния до места реализации оптимально доставлять автоцистернами. Перевозка топлива таким способом заметно повышает его потребительскую стоимость. Рентабельность автоперевозок ограничивается расстоянием в 300-400 километров, что определяет их локальный характер - от нефтебазы до заправочной станции и обратно. Удобным транспортом для перевозки нефти и топлива являются морские и речные танкеры. Речные нефтеперевозки, в сравнении с железнодорожными, снижают затраты на 10-15%, и на 40% в сравнении с автомобильными. До недавнего времени порядка 80% нефтеперевозок по Волго-Донской системе осуществляла компания "Волготанкер". Из-за тесной связи с ЮКОСом, в 2004 году у компании начались проблемы с налоговыми органами, объемы перевозок за год сократились с 13 до 8 миллионов тонн. Специалисты прогнозировали дальнейший спад объемов, но с приходом на рынок итальянской компании Pietro Barbaro Group, заказавшей двенадцать судов, и уже спустившей на воду шесть новых танкеров "рекаморе", объемы все же растут. Крупные Российские судовладельческие компаниинефтеперевозчики также активно участвуют в развитии отрасли. Развитию отрасли способствует модернизация специализированной инфраструктуры. В Ленинградской области по реке Неве транспортируется около 5 млн тонн нефтепродуктов в год. Строительство новых нефтеналивных и портовых комплексов в 2007-2008 годах увеличит эти объемы в двое, а общий объем перевозок по Финскому заливу с 30-40 млн тонн увеличится до 100 млн тонн в год. Самым дешевым и экологически безопасным способом транспортировки нефти являются нефтепроводы. Нефть в них движется со скоростью до 3 м/сек под воздействием разницы в давлении, создаваемой насосными станциями. Их устанавливают с интервалом в 70-150 километров в зависимости от рельефа трассы. На расстоянии в 10-30 километров в трубопроводах размещают задвижки, позволяющие перекрыть отдельные участки при аварии. Внутренний диаметр труб, как правило, составляет от 100 до 1400 миллиметров. Их делают из высокопластичных сталей, способных выдержать температурные, механические и химические воздействия. Постепенно все большую популярность обретают трубопроводы из армированного пластика. Они не подвержены коррозии и обладают практически неограниченным сроком эксплуатации. Нефтепроводы бывают подземными и наземными. У обоих типов есть свои преимущества. Наземные нефтепроводы легче строить и эксплуатировать. В случае аварии значительно легче обнаружить и устранить повреждение на трубе, проведенной над землей. В то же время подземные нефтепроводы менее подвержены влиянию изменений погодных условий, что особенно важно для России, где разница зимних и летних температур в некоторых регионах не имеет аналогов в мире. Трубы можно проводить и по дну моря, но поскольку это сложно технически и требует больших затрат, большие пространства нефть пересекает при помощи танкеров, а подводные трубопроводы чаще используют для транспортировки нефти в пределах одного нефтедобывающего комплекса. Различают три вида нефтепроводов. Промысловые, как понятно из названия, соединяют скважины с различными объектами на промыслах. Межпромысловые ведут от одного месторождения к другому, магистральному нефтепроводу или просто относительно удаленному промышленному объекту, находящемуся за пределами исходного нефтедобывающего комплекса. Магистральные нефтепроводы прокладывают для доставки нефти от месторождений до мест перевалки и потребления, к которым, в том числе, относятся нефтебазы, нефтеналивные терминалы, нефтеперерабатывающие заводы. Поскольку применение трубопроводов экономически выгодно, а работают они в любую погоду и в любое время года, это средство транспортировки нефти действительно незаменимо – особенно для России, с ее огромными территориями и сезонными ограничениями на использование водного транспорта. Тем не менее, основной объем международных перевозок нефти осуществляют танкеры. Малотоннажные танкеры используются для специальных целей – в том числе для перевозок битумов; танкеры общего назначения, обладающие дедвейтом (общим весом грузов, которые принимает судно) в 16 500-24 999 тонн, применяются для перевозки нефтепродуктов; среднетоннажные танкеры (25 000-44 999 тонн) – для доставки как нефтепродуктов, так и нефти. Крупнотоннажными считаются танкеры дедвейтом более 45 000 тонн, и на них приходится основная нагрузка по транспортировке нефти морским путем. Для транспортировки нефти по речным артериям используют баржи дедвейтом 2 000 – 5 000 тонн.Безопасность нефтеперевозок Несмотря на постоянное ужесточение норм безопасности, перевозка нефтепродуктов остается губительной для окружающей среды. Представители международных экологоохранных организаций считают, что мер, принятых на сегодняшний день для охраны природы от нефтяных загрязнений, недостаточно. Особенно опасны морские и речные танкеры. Потому необходимы такие меры как вывод из эксплуатации устаревших и однокорпусных судов, выработка четкого плана по ликвидации нефтяных загрязнений. Высокие требования к безопасности заставляют предприятия-нефтеперевозчиков модернизировать материально-техническую базу. Введение новых современных образцов цистерн, контейнеров, емкостей, оборудованных системами контроля давления, температуры, влажности и других параметров требует больших материальных вложений. Именно поэтому в условиях рынка конкурентоспособными оказываются крупные компании, работающие, как правило, по полному циклу. Это значит, что предприятие само добывает, перерабатывает, хранит и транспортирует нефтепродукты. Нефте-газовая отрасль быстро становится крайне высокотехнологичным производством. И хотя выделяется целая группа стран, о соблюдении экологических норм в которых часто забывают, в целом производство и транспортировка нефтепродуктов становятся безопаснее. Темпы роста объемов потребления, открытие новых месторождений нефти и газа напрямую ведут к усовершенствованию имеющихся и созданию новых видов транспорта. Сливно-наливные устройства- техн. средства для слива и налива нефти, нефтепродуктов, углеводородных, хим. и др. жидкостей в ж.-д., автомоб. цистерны и суда. Пo конструктивному исполнению подразделяются на закрытые (в виде системы трубопроводов, герметичных каналов и герметичной системы подсоединения к ёмкости и цистернам) и открытые (в виде сливных межрельсовых или боковых желобов и лотков, перекрытых съёмными плитами). K первой группе относится в осн. принудительный способ слива-налива при помощи насосов, ко второй - самотёчный. Oткрытый самотёчный слив-налив не нашёл широкого применения в связи c тем, что эта система негерметична и представляет известную пожарную опасность, её используют только для слива мазута и инертных жидкостей. Закрытый самотёчный слив производится через ниж. сливной прибор и герметичное C.-н. y., присоединённое к нему и трубопроводу, подающему продукт в резервуар. C.-н. y. по способу выполняемых операций подразделяются на верхние и нижние. Принудительный способ слива-налива через верх. и ниж. C.-н. y. применим для сливоналивных операций как в ж.-д., так и в автомоб. цистерны. Cливо-наливные операции в танкеры, баржи производят только верх. закрытым способом c помощью стендеров. C.-н. y. для верх. слива-налива нефти и нефтепродуктов в автомоб. и ж.-д. цистерны представляют собой стальной трубный вертикально установленный стояк диаметром до 100 мм (автоцистерны) и 150 мм (ж.-д. цистерны) c резинотканевым или металлич. рукавом c гидроприводным подъёмно-поворотным устройством по типу Стендера (рис.); для ниж. слива-налива - из трубной шарнирно-поворотной системы co спец. присоединит. устройствами. C.-н. y. обычно устанавливаются группами на спец. эстакадах, во избежание перелива цистерн оборудуются ограничителями налива. Pис. Cливо-наливное устройство для верхнего налива в автоцистерны: 1 - наливной патрубок; 2 - шарнирно-поворотные устройства; 3 - стояк (несущая конструкция). Более совершенны C.-н. y., представляющие собой наливные посты, оснащённые автоматизир. наливными устройствами телескопич. типа c производительностью налива до 500-700 т/ч. Tакие C.-н. y. служат для налива цистерн на одном ж.-д. пути, по к-рому заполненные цистерны заменяются порожними в коротких промежутках между циклами налива. Эта система налива высокопроизводительна, компактна, наливные операции полностью автоматизированы за счёт применения гидравлич. исполнит. механизмов и контрольной аппаратуры; имеется возможность налива одним постом неск. сортов нефтепродуктов c миним. их смешением. Hалив цистерн производят группами по 15-20 шт. c макс. массой до 1500-2000 т. Hаполнение цистерн производят на весах поочерёдно. Движение цистерн осуществляется c помощью тягового устройства и регулируется c пульта управления. Oдин пункт налива обычно производит загрузку 18-20 цистерн за 2-2,5 ч. Oперации ниж. налива автомоб. цистерн сводятся к их загрузке через герметично подсоединённое к ниж. патрубку цистерны C.-н. y., к-poe оснащается спец. муфтами c гидроприводом для обеспечения скоростей: в начале налива - ок. 30 м3/ч; полного налива - 120-150 м3/ч, окончания налива - до 15 м /ч. Mуфта укомплектовывается электронным устройством, считывающим ёмкости цистерны, подлежащей наливу, c регулированием расхода и контроля опорожнения резервуара автоцистерны при её сливе и др. вспомогат. устройствами, позволяющими обеспечить автоматизир. налив. Имеется также ручное управление. Pаботы по совершенствованию C-н. y. развиваются по пути снижения стоимости операций, макс. использованию оборудования c целью увеличения пропускной способности пунктов слива-налива, сокращению длительности операций до минимума во избежание простоев цистерн и судов, дальнейшего повышения пожарной безопасности сливо-наливных операций. 1. Общие требования 1.1. Инструкция предусматривает общие требования безопасности при проведении сливоналивных операций в резервуарных парках, на железнодорожных и автоналивных эстакадах. 1.2. К проведению сливоналивных операций в резервуарных парках, на железнодорожных и автоналивных эстакадах допускаются лица, прошедшие в установленном порядке медицинский осмотр, обучение, инструктаж и проверку знаний по охране труда. 1.3. Работники, производящие сливоналивные операции, должны быть обеспечены: костюмом брезентовым; сапогами кирзовыми; рукавицами брезентовыми; плащом непромокаемым; при выполнении работ с этилированным бензином дополнительно: бельем нательным; на наружных работах зимой дополнительно: курткой хлопчатобумажной на утепляющей прокладке; брюками хлопчатобумажными на утепляющей прокладке; при выполнении работы по сливу-наливу железнодорожных цистерн дополнительно: валенками. Кроме того, рабочее место (эстакада) должно быть обеспечено фильтрующим противогазом на случай аварийной ситуации. 1.4. На рабочем пожаротушения. месте должны быть предусмотрены первичные средства 1.5. Железнодорожные пути, эстакады, трубопроводы, сливоналивные шланги с наконечниками должны быть заземлены. На электрифицированных железных дорогах подъездные пути должны иметь два изолирующих стыка. 1.6. Работы во взрывоопасных и пожароопасных местах должны производиться инструментом, исключающим искрообразование. 1.7. Освещение резервуарных парков и эстакад должно быть прожекторное. Для местного освещения допускается применение взрывобезопасных аккумуляторных фонарей напряжением 12 В, включение и выключение которых должно производиться вне взрывоопасной зоны. 2. Требования безопасности перед началом работы 2.1. Визуально проверить наличие заземляющих проводников: сливоналивных эстакад, оборудования эстакад, рельсов железнодорожных путей. 2.2. Осмотреть наливные шланги с целью выявления неисправностей. 2.3. Проверить наличие телефонной связи эстакад с обслуживающими их насосными. 2.4. Проверить наличие и исправность первичных средств пожаротушения. 2.5. Ознакомиться с записями в журнале приема-сдачи смены (вахтенный журнал). Проверить исправность оборудования. О неисправностях и неполадках сообщить непосредственному руководителю. 2.6. Руководство сливом-наливом цистерн должно быть возложено на старшего по смене. Ему запрещается отлучаться во время слива-налива. 3. Требования безопасности во время работы 3.1. Операции по сливу-наливу должны выполнять не менее двух работников. 3.2. Присоединять нижний сливной прибор железнодорожной цистерны к сливному коллектору можно только после установки башмаков под колеса цистерны и отвода с этого пути тепловоза. Башмаки должны быть деревянными или из неискрящегося материала. 3.3. Переход с обслуживающей площадки эстакады на цистерну должен осуществляться через переходные мостики. Мостики должны быть заземлены; нижняя часть мостика со стороны цистерны должна иметь резиновую или деревянную накладку с потайными болтами. 3.4. Слив и налив железнодорожных цистерн и измерение в них уровня нефтепродуктов на электрифицированных железнодорожных тупиках без отключения контактной сети запрещается. Отключение и включение контактной сети производится соответствующей службой железной дороги по заявке нефтебазы. 3.5. Автоцистерны, предназначенные для налива нефтепродуктов, должны быть заземлены. Налив нефтепродуктов должен производиться при неработающем двигателе автомобиля. 3.6. Запрещается эксплуатировать цистерну с неисправными: сливными приборами, внутренними лестницами, площадками, поручнями, а также с подтеканием котла, крышками без проушин для пломбирования, без резиновой прокладки. Все отмеченные недостатки (неисправности) оформляются актом. Налив железнодорожных цистерн при отсутствии отметки технического осмотра не допускается. 3.7. Крышки люков цистерн, нижние сливные приборы железнодорожных цистерн необходимо открывать и закрывать, не допуская ударов, способных вызвать искрообразование. 3.8. Нефтепродукт в цистерну должен поступать равномерной струей под слой жидкости. Подача нефтепродукта "падающей струей" запрещается. Запрещается проведение сливоналивных операций во время грозы. Запрещается проводить нефтепродуктами. сливоналивные операции с цистернами, облитыми 3.9. Во время налива должен осуществляться контроль за наполнением резервуара, цистерны, не допуская перелива нефтепродуктов. Случайно разлитые нефтепродукты следует немедленно удалить, а место разлива нефтепродукта зачистить и засыпать песком. Если при наливе нефтепродукта в автоцистерну допущен его пролив, то запуск двигателя запрещается. В этом случае автоцистерна должна быть отбуксирована на безопасное расстояние с помощью троса или штанги. 3.10. При открытии люка резервуара, цистерны с нефтепродуктами работнику необходимо находиться относительно люка с наветренной стороны. Запрещается заглядывать в открытый люк или низко наклоняться к его горловине во избежание вдыхания и отравления выделяющимися вредными парами нефтепродуктов. 3.11. Отбор проб надлежит проводить металлическими пробоотборниками, не дающими искр при ударе. Пробоотборник должен быть заземлен. Опускать и поднимать пробоотборник следует плавно, без ударов его о края горловины. Запрещается отбирать пробу нефтепродукта во время налива или слива его из резервуара, цистерны, а также во время грозы, сильных атмосферных осадков. 3.12. Крышки люков, нижние сливные приборы железнодорожных цистерн после сливоналивных операций и замера уровня нефтепродуктов должны быть герметично закрыты. 3.13. В сливоналивных устройствах вязкие и застывшие нефтепродукты разрешается разогревать паром, горячей водой, электронагревающими устройствами. Применять для этих целей открытый огонь запрещается. Не допускается электроподогрев легковоспламеняющихся нефтепродуктов в цистерне. 3.14. Паровые змеевики и электрические грелки должны включаться в работу только после погружения их в нефтепродукты на глубину не менее 50 см от уровня жидкости до верхней кромки подогревателя. Прекращение подачи пара и выключение тока должно производиться до начала слива. Электрические грелки разрешается применять при подогреве нефтепродуктов с температурой вспышки не менее 80°С. Запрещается сливать нефтепродукты при включенных электрических грелках. 3.15. Вывод железнодорожных маршрутов с путей предприятия должен производиться только после окончания налива (слива) и закрытия люка цистерны, оформления документов, тщательного осмотра и обязательного согласования с диспетчером (оператором) предприятия. 3.16. По окончании налива наливные рукава из горловины автоцистерны выводят только после полного слива из них нефтепродукта. Закрывать горловину автоцистерны крышкой следует осторожно, не допуская ударов. 3.17. Хождение непосредственно по кровле резервуара запрещается. Лестницы и площадки резервуаров должны содержаться в чистоте и исправном состоянии. Подниматься на резервуар и спускаться с него следует только лицом к лестнице, держась за поручни двумя руками. 3.18. Открытие и закрытие задвижек должно производиться плавно, без рывков. 3.19. Территория сливоналивных устройств, железнодорожные и автомобильные эстакады должны содержаться в чистоте, в зимнее время - очищаться от снега. 3.20. На территории эстакад и резервуарных парков запрещается: производить ремонт и очистку железнодорожных и автоцистерн; применять невзрывозащищенные фонари, переносные лампы и т.п.; сбрасывать с эстакады, резервуара, цистерны инструменты, детали, соединительные шланги, ветошь и другие предметы. 3.21. Лицам, не имеющим непосредственного отношения к обслуживанию резервуаров, цистерн, находиться на территории резервуарных парков и эстакад запрещается. 4. Требования безопасности в аварийных ситуациях 4.1. При загорании резервуара, цистерны следует сообщить в пожарную охрану, прекратить все технологические операции, принять меры к удалению людей из опасной зоны, проинформировать руководителя предприятия, принять участие в ликвидации аварии. 4.2. Порядок действия работников резервуарного парка и наливных эстакад при возникновении аварийной ситуации должен быть определен в выписке из плана ликвидации аварий, разработанного на объекте. 5. Требования безопасности по окончании работы 5.1. Привести рабочее место в порядок, удалить пролитые нефтепродукты, сдать смену в установленном порядке. Запрещается разбрасывать на территории резервуарного соединительные шланги, ветошь, инструмент и другие предметы. парка и эстакады 5.2. Спецодежда и спецобувь должны храниться отдельно от личной одежды в специальных шкафах. 5.3. Оставлять рабочее место до прибытия следующей смены запрещается. 71. Методы увеличения производительности скважины и обеспечения экологических требований при их эксплуатации. Призабойной зоной пласта (ПЗП) называют область в интервале фильтра, примыкающего к стволу. От состояния ПЗП существенно зависит текущая и суммарная добыча нефти, дебиты добывающих скважин и приемистость нагнетательных скважин. В процессе вскрытия пласта при бурении и последующих работах очень важно не ухудшить, а сохранить естественную проницаемость пород ПЗП. Часто в процессе работ по заканчиванию скважины проницаемость пород ухудшается по сравнению с первоначальной, естественной. В таких случаях необходимо искусственное воздействие на призабойную зону для повышения ее проницаемости и улучшения сообщаемости пласта со скважиной. Методы воздействия на ПЗП делятся на три группы: 1) Химические методы применяют в тех случаях, когда проницаемость призабойной зоны ухудшена вследствие отложения веществ, которые можно растворить в различных химических реагентах (известняк – соляная кислота). Пример такого воздействия солянокислотная обработка пород призабойной зоны скважины. Кислотные обработки скважин предназначены для очистки забоев, призабойной зоны, НКТ от солевых, парафинисто-смолистых отложений и продуктов коррозии при освоении скважины с целью их запуска, а так же для увеличения проницаемости пород. Под воздействием соляной кислоты в породах ПЗС образуются пустоты, каверны, каналы разъедания, вследствие чего увеличивается проницаемость пород, а следовательно и производительность нефтяных (газовых) и приемистость нагнетательных скважин. Кислотные ванны предназначены для очистки поверхности открытого забоя и стенок скважины от цементной и глинистой корок, смолистых веществ, продуктов коррозии, кальциевых отложений от пластовых вод и освобождения прихваченного пробкой подземного оборудования. Объем рабочего раствора, при кислотной ванне, составляет не более объема ствола (колонны) в заданном интервале, закачивают его до забоя, не продавливая в пласт. Раствор кислоты выдерживают в интервале обработки 16 – 24 ч. Затем отреагировавшую кислоту вместе с продуктами реакции удаляют из скважины обратной промывкой. В качестве промывочной жидкости используют воду. Простая кислотная обработка предназначена для воздействия на породы ПЗС с целью увеличения их проницаемости. Процесс ведется с обязательным задавливанием кислоты в пласт. Вначале закачивают нефть или воду, затем при открытом затрубном пространстве – расчетное количество приготовленного рабочего раствора соляной кислоты. При этом объем первой порции кислоты рассчитывают так, чтобы она заполнила трубы и кольцевое пространство от башмака до кровли пласта. После этого закрывают задвижку на затрубном пространстве скважины и под давлением закачивают в скважину остатки кислотного раствора. Кислота начинает проникать в пласт. Оставшуюся в трубах и в фильтровой части скважины кислоту продавливают в пласт нефтью или водой. Кислотная обработка под давлением применяется с целью продавки кислоты в малопроницаемые интервалы продуктивного пласта. Проводят с применением пакера. 2) Механические методы применяют в малопроницаемых твердых породах. К этому виду воздействия относится гидравлический разрыв пласта (ГРП). Гидравлический разрыв пласта (ГРП) предназначается для увеличения проницаемости призабойной зоны путем расчленения породы пласта или расширения естественных трещин. Сущность ГРП заключается в нагнетании в призабойную зону скважины жидкости под высоким давлением, в большинстве случаев превышающим гидростатическое в 1,5 – 2 раза. Существуют три основных вида ГРП: однократный, многократный и направленный (поинтервальный). Однократный предполагает создание одной трещины в продуктивном пласте; многократный ГРП обеспечивает образование нескольких трещин. При направленном ГРП места образования трещин регулируются по продуктивному разрезу скважины. Виброобработка – процесс воздействия на призабойную зону пласта с помощью специальных забойных механизмов (вибраторов), создающих колебания давления различной частоты и амплитуды. Этот процесс отличается от ГРП тем, что к спущенным в скважину НКТ присоединяют вибратор – генератор колебаний давления. Гидропескоструйная перфорация (ГПП) - в пласт, в котором необходимо получить канал, через специальную насадку перфоратора с большой скоростью направляется песчано-жидкостная струя. Такая струя, выходя под высоким давлением из узкого отверстия (сопла) за счёт абразивного и гидромониторного действий в течение нескольких минут создаёт в обсадной трубе, цементном кольце и породе глубокий канал, обеспечивающий надёжное сообщение между стволом скважины и пластом. Торпедирование предназначено для вскрытия пласта, увеличения продуктивности, очистки фильтра и разрушения предметов и пород. при торпедировании в пласте образуется каверна, от которой расходятся трещины, что резко повышает проницаемость пород в ПЗП и увеличивает дебит скважины. 3) Тепловые методы применяют в тех случаях, когда в ПЗС отложились вязкие углеводороды (парафин, смолы, асфальтены), а так же при фильтрации вязких нефтей. К этому виду воздействия относят различные методы прогрева ПЗС. - закачка нагретой нефти, нефтепродуктов (керосина и ДТ); - закачка воды, обработанной ПАВ; - закачка пара с помощью передвижной паровой установки (ППУ); - электротепловая обработка с помощью специальных самоходных установок. 4) Комплексные методы воздействия на ПЗП. Например, гидрокислотный разрыв представляет собой сочетание ГРП и СКО, термокислотная обработка сочетает как тепловые, так и химические воздействия на призабойную зону скважины. Термохимические обработки – обработки скважин горячей соляной кислотой, с магнием в специальном наконечнике, спущенном на НКТ в пределы интервала, намеченного под обработку. Применяют для очистки ПЗС от асфальто-смолистых, парафиновых и других материалов. Термокислотные обработки – комбинированный процесс, в первой фазе которого осуществляется термохимическая обработка, во второй (без перерыва во времени) – обычная, простая СКУ. Наполненный магнием наконечник спускают на трубах в скважину и устанавливают в зоне обрабатываемого интервала пласта. Затем закачивают нефть и вслед за ней, без перерыва, 15% раствор соляной кислоты. Скорость прокачки кислоты должна быть такой, чтобы в течение всего процесса на выходе наконечника была одинаковая запланированная температура и постоянная кислотность раствора. Для загрузки наконечника используют магний в виде стружек или брусков квадратного или круглого сечения. 5) Обработка ПЗП поверхностно-активными веществами (ПАВ). Предназначена для удаления воды, попавшей в пласт при глушении скважин, промывке забоя, вскрытии продуктивного пласта, для ускорения освоения скважин, повышения их продуктивности, а также для селективной изоляции притока пластовых вод. Для обработки ПЗП поверхностно активные вещества применяют в виде водного раствора или смеси с нефтью. экологическая безопасность при эксплуатации скважин Основы Законодательства России о недрах предусматривают обязанность пользователей недр обеспечить охрану атмосферного воздуха, земель, лесов, вод и других объектов окружающей природной среды. Добыча нефти я газа в той или иной степени воздействует на земную поверхность, растительность, водные источники, воздушные бассейны. Справедливо считается, что нефтяная промышленность — один из основных потенциальных источников загрязнения окружающей среды. Разлив нефти на устье скважины и прискважиниой площадке в устьевой арматуре и соединениях труб, особенно при освоении скважин свабированием. Для предотвращения разлива нефти при свабировании разработана герметизирующая головка, включающая уплотняющую и клапанную системы и приспособление для центрирования каната. Слив в водоемы жидкостей, используемых при освоении скважин, отравляет водоемы, приносит огромный вред рыбному хозяйству. Большую опасность представляет загрязнение грунтовых вод и водоемов нефтью. Атмосфера загрязняется в результате испарения нефти и выброса газа. Основная задача охраны недр — обеспечение рациональной разработки нефтяных и газовых месторождений. Для ее решения в процессе бурения скважин необходимо изолировать друг от друга все продуктивные и непродуктивные пласты, обеспечить герметичность обсадных колонн, предотвратить возможное открытое фонтанирование и обвалы. При освоении, эксплуатации и peмонте скважин необходимо предпринимать меры по предупреждению открытого фонтанирования, прорывов нефти и газа в другие пласты, преждевременного обводнения скважин, нанесения ущерба другим продуктивным пластам. Необходимо стремиться создавать условия для извлечения наибольшего количества углеводородов из залежи, получения других не менее важных полезных ископаемых (серы, йода, брома, гелия и т. п.) возможен через неплотности. 72. Планирование капитального ремонта скважины. 4.1. Исправление смятых участков эксплуатационных колонн 4.1.1. Исправление смятого участка эксплуатационной колонны производят с помощью набора оправок, оправочных долот или грушевидных фрезеров. 4.1.2. Диаметр первого спускаемого оправочного инструмента должен быть на 5 мм меньше диаметра обсадной колонны на участке смятия. Диаметр последующего справочного инструмента должен быть увеличен не более чем на 3 - 5 мм. 4.1.3. Исправление смятого участка обсадной колонны с помощью оправочных долот производят при медленном проворачивании их не более чем на 30 град. Осевую нагрузку при этом выбирают в зависимости от диаметров обсадных и бурильных труб (табл. 4). 4.1.4. Исправление смятого участка обсадной колонны с использованием грушевидных фрезеров производят при медленном проворачивании и осевом нагружении на инструмент в соответствии с табл. 4. Не допускается применение фрезеров с твердосплавными наплавками на их боковой поверхности. 4.1.5. Контроль качества работ производят с помощью справочного инструмента, диаметр которого обеспечивает свободное прохождение в колонне плоской свинцовой печати или специального шаблона. 4.2. Ремонтно - изоляционные работы 4.2.1. Отключение пластов или их отдельных интервалов. 4.2.1.1. Изоляционные работы по п. 4.2.1 проводят методом тампонирования под давлением без установки пакера через общий фильтр или с установкой съемного или разбуриваемого пакера через фильтр отключаемого пласта: 1) производят глушение скважины; 2) спускают НКТ с "пером" или пакером (съемным или разбуриваемым); 3) при отключении верхних или промежуточных пластов выполняют операции по предохранению нижних продуктивных пластов (заполняют ствол скважины в интервале от искусственного забоя до отметки на 1,5 - 2,0 м ниже подошвы отключаемого пласта песком, глиной или вязкоупругим составом, устанавливают цементный мост или взрыв пакер); 4) производят гидроиспытание НКТ или НКТ с пакером; 5) определяют приемистость вскрытого интервала пласта. Если она окажется менее 0,6 куб. м/(ч x МПа), проводят работы по увеличению приемистости изолируемого интервала (например, обработку соляной кислотой); 6) выбирают тип и объем тампонажного раствора; 7) приготавливают и закачивают под давлением в заданный интервал тампонажный раствор и оставляют скважину на ОЗЦ. Срок ОЗЦ устанавливают в зависимости от типа тампонажного раствора. По истечении срока ОЗЦ производят проверку моста и гидроиспытание эксплуатационной колонны; 8) при необходимости производят дополнительную перфорацию эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта; 9) при отключении верхних и промежуточных пластов, эксплуатация которых осуществляется при депрессии на пласт более 2 МПа, после проведения тампонирования под давлением интервал перфорации перекрывают дополнительно металлическим пластырем. 4.2.1.2. При проведении работ по ограничению водопритоков и использовании тампонажных составов, селективно воздействующих на участки пласта с различными насыщающими жидкостями и селективно отверждающихся в них, закачку составов осуществляют через существующий фильтр без предварительного отключения нефтенасыщенных интервалов или же при необходимости используют пакеры. Работы проводятся в соответствии с РД, регламентирующим применение конкретных изоляционных составов. 4.2.1.3. Ремонтные работы методом тампонирования в скважинах, содержащих в продукции сероводород, выполняются с применением сероводородостойких тампонажных материалов на минеральной или полимерной основе. 4.2.2. Исправление негерметичности цементного кольца 4.2.2.1. Производят глушение скважины (см. п. 3.1). 4.2.2.2. Оборудуют устье скважины с учетом возможности осуществления прямой и обратной циркуляции, а также расхаживания труб. 4.2.2.3. Поднимают НКТ и скважинное оборудование. 4.2.2.4. Проводят комплекс геофизических и гидродинамических исследований. 4.2.2.5. Определяют приемистость флюидопроводящих каналов в заколонном пространстве и направление движения потока, а также степень отдачи пластом поглощенной жидкости. 4.2.2.6. Анализируют геолого - технические характеристики пласта и работу скважины: 73. Аварийные работы при капитальном ремонте скважин (КРС).Аварийный инструмент и его классификация. К капитальному ремонту относятся и работы по устранению аварий, допущенных в процессе эксплуатации и ремонта. Наиболее часто встречаются следующие аварии: 1. Аварии, связанные с трубами НКТ и бурильными трубами. К ним относятся: а) прихват колонн НКТ и бурильных труб. Прихваты могут быть механического происхождения (прихват при смятии обсадной колонны, при большой деформации колонны по той или иной причине, при применении двух рядов труб и т.д.), в цементном растворе, при потере циркуляции (связанной с качеством бурового раствора); б) "полет" (обрыв) насосно-компрессорных и бурильных труб. "Полет" НКТ может быть также со скважинным насосом и штангами, при этом верх штанговой колонны может остаться внутри колонны НКТ или же торчать наружу. При "полете" бурильных труб в скважине остается и бурильный инструмент. 2. Аварии, связанные со скважинными насосами, пакерами, якорями, забойными двигателями, приборами и др. К ним относятся: а) прихват пакера, погружного насосного агрегата центробежного, винтового и диафрагменных насосов; б) оставление в скважине погружного насосного агрегата с кабелем или без него; в) оставление в скважине штангового насоса и штанг; г) оставление в скважине насосных штанг вследствие обрыва; д) оставление в скважине винтобуров, турбобуров и других элементов забойной компоновки; е) оставление в скважине приборов, устройств для исследования скважин и пластов, геофизических приборов. 3. Аварии, связанные с кабелями, канатами, проволокой, гибкими трубами. К ним относятся: а) оставление каротажного кабеля, в том числе кабеля погружных электронасосов; б) оставление каната при работе желонкой или проведении других работ; в) оставление проволоки; г) оставление гибких труб. 4. Аварии, связанные с попаданием в скважину посторонних предметов - плашек, сухарей и т.д. Практика показывает, что причин аварий может быть множество, но преобладающей является оплошность персонала . Существуют простые правила, позволяющие существенно уменьшить риск возникновения аварий: при спуске нестандартного оборудования или инструмента необходимо задать себе вопросы: можно ли извлечь этот инструмент при его возможном прихвате и оставлении? Какой инструмент для этого нужен и есть ли он в наличии? Необходимо составлять эскизы с размерами на все оборудование и инструмент, особенно нестандартного и крупногабаритного. Следует избегать холостых рейсов при спуске оборудования и инструмента, так как любой рейс увеличивает риск возникновения аварий. При проведении ловильных работ необходимо на поверхности убедиться в работоспособности инструмента перед спуском в скважину. Недостаточная четкость в захватывании ловильного объекта инструментом значительно уменьшает успех его последующей работы в скважине. Существующие современные технологии и инструменты позволяют ликвидировать практически любую аварию, однако стоимость работ может оказаться очень высокой и скважину целесообразнее ликвидировать. Основными видами работ при устранении аварий в скважинах являются ловильные, фрезерные и вспомогательные. В соответствии с видами аварий имеется набор скважинных устройств и инструмента: захватные устройства для бурильных и насосно-компрессорных труб; режущие устройства для очистки ствола скважинным фрезерованием; захватные устройства для извлечения скважинных двигателей, приборов, пакеров, долот и другого оборудования; захватные устройства для штанг, кабелей, канатов, проволоки и др.; вспомогательные устройства и инструмент. Захватные устройства в первом случае предназначены для захвата и удержания прихваченных и аварийных (после обрыва) НКТ и бурильных труб. К захватным устройствам кабелей и канатов относятся удочки, ловители штанг, кабеля и др. По принципу работы захватные устройства для труб бывают врезные, плашечные и спиральные. К врезным инструментам относятся ловильные метчики и колокола, к плашечным - ловители и труболовки для НКТ, а к спиральным - труболовки и ловители. Режущие инструменты - фрезеры забойные, кольцевые, комбинированные, райберы, труборезка и др. В некоторых случаях режущий инструмент комбинируется с захватным устройством (магнитным, плашечным и др.). К вспомогательным инструментам относятся отклонители, фиксаторы муфт обсадных колонн, скважинные гидродомкраты, пауки, яссы, металлошламоуловители и др. Аварии с гибкими трубами НКТ во многом похожи на аварии с кабелем, и их ликвидация является сложной задачей. Аварии с гибкими трубами происходят чаще всего из-за их обрыва по причине больших растягивающих напряжений. При этом гибкая колонна в скважине приобретает форму спирали, что затрудняет ее извлечение. В месте разрыва может быть образована шейка длиной до 100 мм. Залавливание гибких труб должно осуществляться специальным инструментом (овершотом), который обеспечивает минимальное сопротивление входящим трубам. Извлечение гибких труб возможно как целиком, так и по частям. В настоящее время выпускается большая номенклатура ловильного инструмента. Эффективность ловильных работ повышается, если в компоновку включать яссы. Яссы это инструменты для нанесения сильных ударов по прихваченной колонне сверху вниз и снизу вверх. Яссы могут быть гидравлические и механические. 74. Технологические функции буровой промывочной жидкости (БПЖ) Буровой раствор – необходимый элемент технологии бурения. От качества бурового раствора, и, в частности, глинистого раствора зависит успех проведения буровых работ. Глинистые растворы составляют 90% от всех буровых растворов, которые используются в бурении. Функции бурового раствора: 1. Облегчение процесса разрушения горных пород. Промывочная жидкость активно участвует в механическом разрушении пород. Вместе с коронкой или долотом она проникает в трещиноватые слои породы и вымывает разрушенные частицы. И если в составе бурового раствора имеются вещества, химически взаимодействующие с данными породами, то этот эффект усиливается. Такие вещества называются понизителями твердости. 2. Выведение разбуриваемых пород – шлама — из скважины. Выбуренную породу необходимо удалять из скважины, чтобы шлам не переизмельчался, и инструмент не изнашивался. 3. Охлаждение породоразрушающего инструмента – коронки, долота. Буровой раствор охлаждает коронку или долото, которые нагреваются при трении о стенки скважины. 4. Сохранение устойчивости стенок скважины. Очень важно в бурении, чтобы стенки скважины оставались целыми, иначе бурение будет невозможно. Рыхлые или сильно трещиноватые породы, при воздействии на них бурового инструмента и смачивании промывочной жидкостью, неизменно будут обрушаться. В этом случае важен состав бурового раствора, который готовит и подает в скважину установка смесительная. В раствор добавляются такие вещества, иногда даже находящиеся в твердой фазе, которые залипают на стенках скважины и образуют корку. Эта корка удержит породы от обрушения, и бурение будет успешным. 5. Поддержание гидростатического баланса между пластом и скважиной. Стенки скважины подвергаются давлению изнутри и снаружи. Горное давление, которое создается присутствующими в пласте, водой и газами, действующее внутри разбуриваемого пласта постоянно меняется в зависимости от того, через какие породы проходит буровой инструмент. Породы могут быть обводненными, и тогда пластовая вода будет выдавливать буровой раствор на поверхность. А если в пласте нет давления, то происходит поглощение бурового раствора породами, что тоже является аварийной ситуацией. Дорогостоящий буровой раствор уходит в пласт горной породы, давление падает, и эффективность бурения снижается до нуля. Давление, под которым подается буровой раствор, можно менять. И, таким образом, регулировать баланс в системе пласт-скважина. 6. Предохранение породоразрушающего инструмента от прихвата при остановке циркуляции за счет удержания частиц выбуренной породы во взвешенном состоянии. 7. Предохранение инструмента и оборудования от коррозии и абразивного износа. Условия очистки ствола скважины от выбуренной породы существенно различаются в зависимости от ее конструкции и ориентировки в пространстве. В горизонтально ориентированной скважине очень короткий путь осаждения шлама по сравнению с вертикально ориентированной и поэтому требования к свойствам промывочной жидкости существенно отличаются в этих двух случаях. При проходке скважин методом ГНБ буровой раствор работает в существенно других условиях касательно скоростей сдвига раствора. На установках ГНБ скорости вращения бурових штанг даже при проходке пилотной скважины на порядок-два ниже, чем при бурении нефтегазовых скважин. А при расширениях под трубы большого диаметра и при затяжке труб обратным ходом буровой раствор работает часто при скоростях сдвига намного ниже 1с-1. Это находится за пределами диапазона измерений наиболее распространенного вискозиметра Fann 35, нижний предел измерений которого составляет 3 об./мин, что соответствует скорости сдвига 5,1 с-1. Отсюда понятно, что показатели качества бурового раствора, используемые в нефтегазовом бурении, не в полной мере отражают свойства бурового раствора для горизонтально-направленного бурения в технологиях безтраншейной прокладки коммуникаций. Особенности конструкции насосов для бурового раствора в установках для горизонтального бурения предопределяют жесткие требования в части минимального содержания песчаной фракции в бентоните. Если для нефтегазового бурения содержание песчаной фракции 4% считается нормой, то для глинопорошков для ГНБ этот показатель должен быть ниже 0,5%, а при содержании песка более 1% прокачивать такой раствор нельзя, поскольку это приведет к выходу из строя насосов. Особые требования предъявляются и к скорости распускания бентонита. Раствор для ГНБ должен быть готов через 15-20 минут после начала его приготовления, тогда как в практике нефтегазового бурения приготовленный раствор обычно выдерживается до двух суток до начала его использования для максимального набухания бентонита. В нефтегазовом бурении в последние десятилетия наработан большой опыт проходки не только вертикальных глубоких скважин, но и горизонтальных участков ствола скважины по продуктивному нефтегазоносному пласту. При этом обычно используются полимерные буровые растворы без бентонита, не загрязняющие продуктивный пласт, но имеющие высокую стоимость из-за высоких затрат на полимерные реагенты. Опыт регулирования реологических свойств растворов для этих целей в последнее время эффективно используется многими сервисными компаниями нефтегазовой специализации в технологиях горизонтально-направленного бурения (ГНБ) для гражданского строительства. Именно поэтому, такие компании традиционно нефтегазового сектора как «MI Swaco», «Baroid», «Phrikolat» и другие, первыми предложили наиболее оптимальные рецептуры бентонито-полимерных составов для технологий ГНБ строительного сектора. При бурении скважин в нефтегазовом секторе используются промывочные растворы с более высоким содержанием бентонита, чем при бурении горизонтальных скважин по технологии ГНБ. Так в соответствии со стандартом API качество бентопорошка для нефтегазового бурения определяется при концентрации бентонита 6,4 %, тогда как в технологиях ГНБ используются растворы с низким содержанием твердой фазы – обычно не более 3 % бентонита. Необходимые реологические свойства такого промывочного раствора достигаются введением значительного количества полимерных составляющих, которые и формируют основную часть себестоимости этого продута. По сути, основные свойства таких растворов обеспечиваются полимерными реагентами, а бентонитовая составляющая позволяет существенно снизить затраты на приготовление промывочного раствора и создать фильтрационную корку на стенках скважины. Дополнительно ПОЛИМЕРНЫЕ РЕАГЕНТЫ. В мире работает более сотни химических предприятий, которые производят более 1500 реагентов для нефте- и газодобычи. В журнале «Нефтегазовые технологии» периодически публикуется достаточно обширный перечень фирм-производителей реагентов для регулирования свойств промывочных жидкостей – список за 2007 г. можно скачать по адресу http://narod.ru/disk/48252000/106.pdf. С некоторой долей условности полимерные водорастворимые реагенты для регулирования свойств промывочных жидкостей можно разделить на несколько групп по функциям, которые они играют в промывочном растворе: 1. 2. 3. 4. 5. 6. Регуляторы водоотдачи Ингибиторы разбухания глин Модификаторы реологических свойств Смазывающие агенты Загустители Разжижители 7. Детергенты (моющие средства) 8. Специальные добавки Обилие реагентов под торговыми марками различных производителей, часто без детальной информации о свойствах данного продукта, существенно усложняет выбор нужного реагента для потребителя. Здесь необходимо помнить, что среди разных групп полимерных реагентов есть разновидности анионоактивные и катионоактивные, при смешивании которых может произойти разрушение структуры раствора с потерей или существенным ухудшением его свойств. Кроме того, иногда совместный ввод в раствор реагентов одного типа (касательно анионо- или катионоактивности) может приводить к взаимодействию между ними и существенному отличию от ожидаемых параметров раствора. Поэтому перед вводом того или иного реагента в раствор необходимо протестировать его в лабораторных условиях на ротационном вискозиметре и фильтрпрессе. Практически все производители бентонито-полимерных композиций для ГНБ типа «готовая универсальная смесь в одном мешке» вместе с ними предлагают и ряд реагентов, которые используются для регулирования свойств раствора при бурении в различных условиях. Типичный набор выглядит следующим образом: 1. Бентонито-полимерная смесь универсальная (низкое содержание песка, высокий YP, низкая PV и высокой вязкостью при низких скоростях сдвига); 2. Полианионная целлюлоза, производные крахмала и т.д. - для снижения водоотдачи раствора при проходке в песчаных грунтах; 3. Полиакриламиды - для ингибирования глин при проходке в глинистых грунтах; 4. Биополимер ксантановой группы - для изменения реологических показателей с целью усиления выносной способности раствора и повышения устойчивости ствола скважины. MI Swaco также предлагает свой патентованный продукт – загуститель неорганической природы DRILLPLEX, который очень эффективно меняет реологический профиль раствора в сторону усиления его псевдопластичности. 5. Смазывающие реагенты – для уменьшения крутящего момента; 6. Детергенты – для снижения налипания глин на инструмент. 7. Сода кальцинированная Na2CO3 – для повышения щелочности раствора (pH). Регенты второй, третьей и четвертой групп являются загустителями бурового раствора, но они по разному влияют на его реологические характеристики. Кроме этих продуктов некоторые производители расходных материалов для ГНБ также предлагают под разными торговыми марками бентонитовую основу без полимерных добавок - для самостоятельного приготовления бентонито-полимерного раствора под специфические условия бурения: Max Gel (MiSWACO), Bor Gel (BAROID), Phrikolate W (PHRIKOLATE) и т.д. Специалисты компании BAROID IDP справедливо утверждают, что нет универсальных грунтов, и именно поэтому нет универсальных полимеров и тем более не может быть готовых смесей в одном пакете на все случаи. Правильно было бы составлять рецептуру раствора под конкретные условия бурения, но такой подход требует наличия у потребителя серйозного лабораторного оборудования и специалистов соответствующей квалификации. Поэтому на сегодняшнем рынке расходных материалов для ГНБ востребованными оказались продукты типа «готовая смесь в одном мешке», свойства которых можно подрегулировать в каких-то пределах путем дополнительного ввода того или иного реагента. Целлюлозные реагенты в основном используются для снижения показателя водоотдачи раствора, но при этом они выполняют также роль загустителей и смазывающих агентов, а также частично улучшают реологические показатели раствора – увеличивают предел текучести YP Содержание этих реагентов в растворе целесообразно увеличивать при проходке в песчаных грунтах в тем большей мере, чем более грубозернистый песок. Примерами реагентов этой группы являются Antisol, Filter Control (PHRIKOLAT); Platinum PAC (MiSWACO); AquaPAC (Aqualon); Rel-PАС (CETCO) и др. Реагенты группы полиакриламида применяются для снижения разбухания глинистых пород и предотвращения таким образом сужения ствола скважины, а также чрезмерного загущения раствора вследствие наработки глинистой фазы из вмещающих пород. При этом полиакриламиды в небольших концентрациях могут выполнять функцию загустителя, но чрезмерное количество этих реагентов приводит к резкому росту водоотдачи раствора и снижению предела текучести YP. Обычно эти реагенты применяют при проходке глинистых, интенсивно разбухающих пород. При проходке высоковязких глин бывает достаточно приготовить раствор полиакриламида в воде – без использования универсальной бентонито-полимерной смеси. Примерами реагентов этой группы являются Poly-Plus (MiSWACO); BentoPlus (Lamberti); Insta-Vis (CETCO); Agripol (PHRIKOLAT) Биополимеры ксантанового ряда являются очень эффективными загустителями как в пресной, так и в соленой воде, но основная их ценность состоит в корректировке реологического профиля раствора. Их ввод в раствор увеличивает его выносную способность без увеличения вязкости при высоких скоростях течения (в насосе, буровых штангах, соплах) и значительно улучшает условия очистки горизонтально ориентированной скважины от выбуренного шлама, особенно при остановках проходки и при расширениях скважины. Эти реагенты наиболее эффективны для увеличения показателя YP. Главным недостатком реагентов этой группы является их склонность к биологическому разложению, вследствие чего могут ухудшится реологические показатели раствора. Для предотвращения этого процесса в раствор добавляют защитные бактерициды или же предварительно обрабатывают ими биополимеры. Примерами реагентов этой группы являются: NO-SAG (BAROID); Modivis 900 (PHRIKOLAT); DuoTec, Duo-Vis, Super-Vis (MiSWACO); Suspend-It (CETCO); Смазывающие добавки являются обязательным компонентом промывочных жидкостей при проходке нефтегазовых скважин и все шире используются при технологиях ГНБ. Ввод в раствор этих компонентов позволяет значительно уменьшить крутящий момент при расширении скважины, а такуже облегчить затяжку трубы в скважину. Примерами реагентов этой группы являются Rod Ease (MiSWACO); Детергенты (Поверхностно-активные вещества или ПАВ, моющие средства) позволяют уменьшить налипание грунта на буровой инструмент и штанги, что в комплексе с использованием смазывающих добавок приводит к значительному снижению скручивающих усилий при бурении и тяговых усилий установки при затяжке трубы. Примерами реагентов этой группы являются RingFree (MiSWACO); Drill-Terge (CETCO) и т.п. Сода кальцинированная – используется для увеличения щелочности раствора до уровня рН=8-9 единиц, поскольку такой уровень щелочности является наиболее оптимальным для большинства полимерных реагентов используемых при бурении. Ввод соды блокирует активность ионов Са2+. 75. Основное и дополнительное оборудование вертикальных резервуаров. ОБОРУДОВАНИЕ РЕЗЕРВУАРОВ Цель занятия: изучить устройство оборудования резервуаров нефтепродуктов. Наибольшее распространение получили сливные устройства марок МУ-91-12 и АЗТ5-885800 (таблица 1) Заборная труба монтируется в резервуаре на расстоянии не менее 200 мм от днища резервуара, на заборной трубе на резьбе присоединяется обратный клапан (рисунок 1), в корпусе которого имеются впускные окна и отверстие для направляющей штока клапана. Клапан представляет собой диск с направляющей осью. Под действием силы тяжести и столба жидкости, диск, перемещаясь по направляющей, закрывает впускные окна и препятствует сливу горючего из всасывающего трубопровода 1 - корпус, 2 - тарелки,3 - сетка, 4 - гнезда Рисунок 1 - Обратный клапан Техническая характеристика обратных клапанов представлена в таблице 2. Клапан может быть совмещен с огневым предохранителем. Сливно-наливные устройства предназначены для наполнения резервуаров и выдачи из них нефтепродуктов. К сливно-наливных устройствам относятся приемораздаточные патрубки, устанавливаемые на наземных и казематных резервуарах, и приемораздаточные трубы, устанавливаемые как на наземных, так и на заглубленных резервуарах. На резервуарах большой вместимости могут устанавливаться раздельно приемные и раздаточные трубы и патрубки. Приемораздаточные патрубки устанавливают в нижней части корпуса вертикального резервуара или днища горизонтального резервуара так, чтобы продольная ось находилась на расстоянии 150…200 мм от нижней образующей резервуара. Диаметр приемораздаточного патрубка выбирается, как правило, равным диаметру подающего или заборного трубопровода, к которому присоединяется патрубок, а длина внутри резервуара должна быть минимальной для обеспечения прочности. Патрубки оснащают запорными устройствами (задвижками, кранами и т.п.), которые устанавливают снаружи резервуара. Внутри резервуара на патрубке может устанавливаться дополнительное запорное устройство (хлопушка), предназначенное для предотвращения утечки нефтепродукта. Хлопушка изготавливается в виде укрепленной на шарнире герметичной крышки, установленной наклонно на внутреннем косом срезе патрубка (рисунок 2). Таблица 1 - Технические характеристики сливных устройств Марка сливного устройства Параметры МУ-91-12 АЗТ 5-885-800 Специальный Крышка горловины колодец резервуара 1 2 приемных патрубков 50 50 сливной трубы 50 70 Номинальная скорость слива самотеком м3/ч 10 16 Место установки Число приемных патрубков Условный диаметр мм Материал фильтрующего элемента Гофрированная Латунная сетка нержавеющая лента Габаритные размеры мм Высота 450 520 Диаметр 300 350 Масса кг 16 30 Таблица 2 - Технические характеристики обратных клапанов Параметры Марка клапана М-9134 АЗТ.5-800-801 Нижний конец Крышка горловины всасывающей трубы резервуара 2-х тарелочный Однотарелочный 40 40 Материал фильтрующего элемента Латунная сетка Гофрированная нержавеющая лента Габаритные размеры, мм: высота диаметр 200 160 200 180 Место установки клапана Тип клапана Условный диаметр, мм Масса, кг 12,0 14,4 На заглубленных и пол у заглубленных резервуарах для налива и выдачи нефтепродукта устанавливаются приемораздаточные трубы, нижний обрез которых также находится на расстоянии 150…200 мм от нижней обрезающей резервуара. Такие устройства могут применяться и на наземных горизонтальных резервуарах. 1 - корпус; 2 - крышка; 3 - трос; 4 - рычаг; 5 - ограничитель; 6 - шарнир Рисунок 2 - Хлопушка В процессе хранения нефтепродуктов в резервуаре происходит постепенное оседание содержащихся в нем твердых частиц загрязнений, плотность которых выше плотности нефтепродукта, и микрокапель эмульгированной в нефтепродукте воды. При выдаче нефтепродукта с помощью приемораздаточных патрубков и труб из резервуара выдается наиболее загрязненный нефтепродукт. а б а - с нижним приводом; б - с боковым приводом и перепускным устройством; 1 - резервуар; 2 - хлопушка; 3 - трос; 4 - ролик с масляным затвором; 5 - привод; 6 - перепускное устройство; 7 - барабан; 8 - сальниковое уплотнение. Рисунок 3 - Управление хлопушкой Для повышения чистоты выдаваемого из резервуара нефтепродукта за счет его гравитационной очистки путем отстаивания твердых частиц загрязнений и микрокапель воды в качестве сливно-наливного устройства в резервуарах может использоваться плавающий топливоприемник, который крепится на шарнире к сливно-наливному патрубку или нижнему концу сливно-наливной трубы. Использование плавающего топливоприемника позволяет снизить загрязненность выдаваемого нефтепродукта за счет его отбора из верхних, наиболее чистых слоев. В вертикальных резервуарах для выдачи нефтепродукта из верхних слоев применяют подъемные раздаточные трубы, которые поднимаются внутри резервуара на нужную высоту с помощью троса и лебедки (рисунок 3). Зачистные устройства служат для удаления из резервуаров отстоя, в котором концентрируются осадившиеся из нефтепродуктов твердые загрязнения и вода. На наземных горизонтальных резервуарах устанавливаются водогрязеспускные пробки, на вертикальных резервуарах - сифонные поворотные краны, а на заглубленных резервуарах - зачистные трубы (рисунок 4). Конструкция водогрязеспускных пробок обеспечивает быстрое перекрытие потока сливаемой жидкости через боковой канал после удаления отстоя с помощью вертикальной (большой) пробки. 1 - труба; 2 - роликовый блок; 3 - резервуар; 4 - трос; 5 - указатель положения трубы; 6 - лебедка; 7 - перепускное устройство; 8 - шарнир Рисунок 4 - Подъемная раздаточная труба в а - водо и грязеспускная пробка: 2 - воротник, 3 - открытый козырек, 4 - большая пробка, 5 - упор козырька, 6 - малая пробка, 7 - цепочка; 8 - откидной колпак, 9 - ограничитель; б - сифонный кран: 1 - корпус резервуара, 2 - корпус сальника, 3 - конусное кольцо, 4 - поворотный патрубок, 5 - фланец; 6 - втулка сальника; 7 - рукоятка; 8 - запорный кран, 9 - защитный кожух, в - зачистная труба: 1 - корпус резервуара, 2 - труба, 3 - кожух, 4 - присоединительный патрубок. Рисунок 5 - Зачистные устройства резервуаров Сифонные краны изготавливаются поворотными для предотвращения их замерзания в холодное время (при попадании воды в кран, находящийся в нерабочем состоянии). В районах, где заморозков не бывает, можно применять неповоротные краны, находящиеся постоянно в опущенном положении. Зачистная труба, предназначенная для удаления загрязнений я воды из заглубленных и полузаглубленных: резервуаров, имеет в диаметре 20…25 мм, она опущена в нижнюю часть резервуара, на верхнем конце расположен фланец для подсоединения всасывающего рукава ручного насоса, с помощью которого отстой сливается. Дыхательная арматура резервуаров предназначена для соединения их; газового пространства с атмосферой при повышении в резервуаре избыточного, давления или возникновения вакуума сверх допустимой величины. Этой цели служат дыхательные клапаны и вентиляционные патрубки. Дыхательные клапаны устанавливаются на резервуарах с целью хранения светлых нефтепродуктов, имеющих высокую упругость паров, и снижения их потерь от испарения. Это достигается поддержанием в газовом пространстве резервуара давления, отличающегося от атмосферного на величину, допускаемую условиями прочности резервуара. Дыхательные клапаны в зависимости от принципа работы бывают механические (гравитационные), пружинные, мембранные и т.д., а в зависимости от конструкции запорного устройства - тарельчатые, шариковые, роторные и т. д. (рисунок 6). Как правило, применяются комбинированные или совмещенные дыхательные клапаны, которые срабатывают как при избыточном давлении, так и при вакууме, возникающем в газовом пространстве резервуара. Широкое распространение получили механические тарельчатые клапаны благодаря простоте конструкции и легкости обслуживания, хотя им свойственны такие недостатки, как высокая металлоемкость и возможность примерзания клапана в холодное время из-за конденсации на нем водяных паров. Последний недостаток устраняется путем нанесения на седло и кромку тарелки клапана гидрофобного покрытия (например фторопласта). На резервуарах большой вместимости (главным образом вертикальных) параллельно с дыхательными клапанами устанавливаются предохранительные гидравлические клапаны, которые соединяют газовое пространство резервуара с атмосферой при возникновении избыточного давления или сверхдопустимого вакуума в случае выхода из строя (примерзания, заедания и т.п.) дыхательного клапана. Они рассчитаны на несколько большее избыточное давление (на 10 мм вод. ст.) и более глубокий вакуум (на 5 мм вод. ст.), чем дыхательные клапаны. Предохранительные клапаны работают по принципу гидравлического затвора, образуемого двумя сообщающимися полостями между газовым патрубком, промежуточной перегородкой и стенкой корпуса клапана (рисунок 6). Для предотвращения попадания внутрь резервуара пламени и искр дыхательные клапаны снабжены огневыми предохранителями (заградителями пламени) в виде пакета металлических сеток или кассеты из гофрированной металлической ленты. а и б - механические тарельчатые; в - мембранный; г - пружинный тарельчатый; д пружинно-механический шариковый 1 - корпус, 2 - груз, 3 - клапан давления (выпускной), 4 - седло клапана, 5 - крышка, 6 - клапан вакуума (впускной), 7 - сетка, 8 - присоединительный фланец, 9 центральный направляющий стержень, 10 - боковой направляющий стержень, 11 верхняя мембрана, 12 - нижняя мембрана, 13 - импульсная трубка, 14 - цепочка, 15 - огневой предохранитель, 16 - пружина, 17 -отражатель. Рисунок 6 - Комбинированные дыхательные клапаны Их изготовляют из материала с высокой теплоемкостью (латунь, алюминий и т.п.). Некоторые дыхательные устройства имеют встроенные огневые предохранители. На резервуарах для хранения вязких нефтепродуктов, с невысокой упругостью паров вместо дыхательных клапанов устанавливаются, вентиляционные патрубки или дыхательные трубки, которые служат для постоянного соединения газового пространства резервуара с атмосферой (рисунок 7). К оборудованию резервуаров также относятся устройства для измерения уровня нефтепродукта в резервуарах. На вертикальных резервуарах устанавливаются уровнемеры различной конструкции (механические, ультразвуковые, электроемкостные, магнитострикционные и т.д.). Распространены гидромеханические уровнемеры, основанные на фиксации перемещения поплавка при изменении уровня нефтепродукта в резервуаре. Фиксация может производиться визуально, в процессе наблюдения за перемещением закрепленной на поплавке мерной ленты (рисунок 8) или путем преобразования этого перемещения в электрические сигналы от вращающегося датчика, которые передаются на пульт оператора, соединенный со всеми резервуарами парка. 1 - корпус. 2 - сливная пробка, 3 - промежуточная перегородка, 4 - отражатель, 5 -патрубок, 6 - крышка, 7 - замерная трубка со щупом. Рисунок 7 - Схема предохранительного гидравлического клапана 1 - корпус, 2-кассета, 3-крышка. Рисунок 8 - Огневой предохранитель На горизонтальных резервуарах обычно устанавливается только поплавковый ограничитель наполнения для визуального контроля за заполнением резервуара, а измерение уровня осуществляется вручную с помощью метрштока (для светлых нефтепродуктов) или таврорейки (для вязких нефтепродуктов). Измерения могут проводиться вручную в вертикальных резервуарах и с помощью рукоятки (рисунок 9). Резервуары для хранения вязких нефтепродуктов дополнительно оборудуются подогревательными устройствами для снижения вязкости нефтепродукта перед его выдачей. Вертикальные резервуары большой вместимости оборудуются, как правило, трубчатыми секционными подогревателями, которые размещаются в нижней части резервуара (рисунок 10). В горизонтальных резервуарах, наряду с секционными, используются также подогреватели типа "труба в трубе", которые более технологичны в процессе эксплуатации и ремонта, так как позволяют производить замену поврежденных элементов подогревателя извне. Получает распространение местный подогрев нефтепродукта под установленным в резервуаре экраном, что существенно сокращает продолжительность подготовительного периода перед выдачей нефтепродукта из резервуара. В качестве теплоносителя при подогреве нефтепродуктов используется в основном водяной пар при давлении 0,6…0,8 МПа, обладающий высоким теплосодержанием и большим коэффициентом теплоотдачи. а б а - с визуальной индикацией, б - с автоматическим измерением 1 - поплавок, 2 - мерная лента, 3 - направляющие струны, 4 - натяжное устройство, 5 - ролик, 6 - защитная труба, 7 - мерный шкив, 8 - барабан, 9 - электрический датчик, 10 - пульт оператора. Рисунок 9 - Гидромеханические уровнемеры а - рулетка с лотом: 1 - лот, 2 - пробка для закрепления водочувствительной бумаги, 3 - мерная лента, 4 - вилка с барабаном; б - телескопический метршток: 3 - выдвижная секция, 2 - ручка Рисунок 10 - Устройства для ручного измерения уровня нефтепродукта в резервуаре Горячая вода имеет теплосодержание в 5…6 раз меньше, чем пар, поэтому для получений того же эффекта при нагреве нефтепродукта приходится использовать, соответственно большее количество горячей воды. Применение горячей воды для подогрева нефтепродуктов оправдано при необходимости утилизации её тепла (например, при использовании воды в производственных процессах в качестве охлаждающего агента). Электроэнергия используется для подогрева нефтепродуктов в резервуарах при наличии дешевых источников её получения, применение ограничивается требованиями квалифицированного обслуживания систем подогрева и возможной пожароопасностью. При необходимости осуществить подогрев нефтепродукта в наземном резервуаре, не оборудованном, внутренними подогревателями применяется специальное приспособление - эластичная тепловая оболочка, которая представляет собой съемную рубашку из влагонепроницаемой ткани и крепится ни резервуаре поддерживающими стяжными ремнями (рисунок 11). Внутри оболочки расположены пароподводящие перфорированные трубы, причем отверстия для подачи пара направлены на обогреваемую поверхность резервуара обечайку. Нижняя часть оболочки крепится нижним стяжным ремнем к каркасу из деревянных щитов, установленному на грунте вокруг резервуара. При подогреве нефтепродукта с помощью пластичной тепловой оболочки пар, поступающий в нее через отверстия в трубах, полностью конденсируется на наружной поверхности резервуара, что обеспечивает высокую интенсивность нагрева. Преимуществом эластичной съемной оболочки является пригодность ее для быстрой установки на серийных горизонтальных резервуарах, не оборудованных внутренними подогревателями, и возможность последовательного подогрева при помощи одной оболочки нескольких резервуаров. 1 - каркас; 2 - перфорированная груба; 3 - нижний стяжной ремень; 4 - верхний стяжной ремень, 5 - поддерживающий ремень, 6 - оболочка, 7 - застежка. Рисунок 11 - Эластичная тепловая оболочка для разогрева нефтепродуктов в горизонтальных резервуарах
