Инструкция № 4.2 По пожарной безопасности на объектах цехов добычи нефти и газа

1. Общее положение

1.1 Ответственность за пожарную безопасность отдельных объектов (ДНС, ЗУ, кустов скважин), обеспечение их первичными средствами пожаротушения, а также своевременное соблюдение действующих противопожарных правил несут начальники ЦДНГ, участков и другие должностные лица, которые назначаются распоряжениями начальника ЦДНГ.

На каждом объекте, на видном месте должна быть вывешена табличка с указанием фамилии, имени, отчества и должности лица, ответственного за пожарную безопасность.

1.2 Вся территория производственных объектов, а также производственные помещения должны постоянно содержаться в чистоте и порядке. Мусор, сухая трава и до, отходы должны убираться, а места разлива горючих жидкостей должны также тщательно убираться и засыпаться сухим песком и грунтом.

1.3 Вокруг площадок и пожаро- взрывоопасных объектов и сооружений (скважин, ДНС, ЗУ) расположенных на территории промысла. Периодически должна скашиваться трава в радиусе не менее 5 м.

1.4 Дороги. Проезды, подъезды к объектам, водоемам, пожарным гидрантам и средствам пожаротушения, а также противопожарные разрывы нельзя загромождать и использовать для складирования и др.

1.5 Запрещается курение на территории скважин, замерных установок. Дожимных насосных станций.

1.6 На территории промысла запрещается разведение костров, выжигание травы, нефти. В случае необходимости эти работы выполняются по письменному разрешению начальника ЦДНГ по согласованию с пожарной охраной и под наблюдением ответственного работника.

1.7 Выезд на территорию ДНС техники допускается только по разрешению инженерно -технического работника ЦДНГ, ответственного за этот объект.

При этом автотранспорт, тракторы и другие агрегаты должны быть оборудованы глушителями с искрогасителями.

1.8 Запрещается применять для освещения скважин, насосных, замерных установок и складских сооружений факелы, спички, свечи, керосиновые фонари, костры и другие источники открытого огня.

1.9 Также запрещается их применение при освоении скважин, осмотре емкостей – бочек, бидонов из-под горючих веществ.

1.10 За герметичностью оборудования (особенно фланцевых соединений и сальников) необходимо установить строгий контроль.

В случае обнаружения пропусков должны применяться меры к их устранению.

1.11 Отогревать замерзшую аппаратуру. Арматуру, трубопроводы, задвижки разрешается только паром или горячей водой. Применение для этих целей открытого огня запрещается.

1.12 Хранение смазочных материалов в производственном помещении разрешается в количестве не более суточного расхода в несгораемых шкафах. Герметичной таре или в ящиках с плотно закрывающимися крышками. Смазочные материалы более суточного расхода необходимо хранить в специально предусмотренных для этого помещениях.

1.13 Проходы, выходы, коридоры, тамбуры, стационарные пожарные лестницы и несгораемые ограждения на крышах зданий, лестничные клетки, чердачные помещения долж ны постоянно содержаться в исправном состоянии и ничем не загромождаться.

Чердачные помещения должны быть заперты, а слуховые окна закрыты. Устройство всевозможных кладовок в лестничных клетках не допускается.

1.14 Спецодежда должна храниться в индивидуальных шкафчиках в специально предназначенных для этих целей помещений.

В карманах спецодежды запрещается оставлять промасленные тряпки и обтирочные материалы. Оставлять после работы спецодежду на верстках, ящиках, у рабочих мест не разрешается.

1.15 Запрещается вешать и раскладывать для просушки одежду и другие предметы, пропитанные нефтью, на паровых трубах, радиаторах, калориферах и др.

1.16 Запрещается мойка полов, стен, чистка оборудования, а также стирка одежды в бензине, лигроине и других легковоспламеняющихся и горючих жидкостях.

1.17 Осматривать аппараты и резервуары из-под нефти разрешается при естественном освещении или при помощи переносных светильников во взрывозащищенном исполнении напряжением не более 12 в. Включение и отключение светильника внутри аппарата или резервуара запрещается. Светильник должен вноситься внутрь аппарата или резервуара включенным.

1.18 У каждого телефонного аппарата или рации должны быть вывешены специальные таблички с указанием номера телефона или способа вызова пожарной части для вызова ее при возникновении пожара.

Запрещается оставлять отопительные печи и нагревательные приборы. Не оснащенные автоматикой, во время их эксплуатации без присмотра.

По окончании работ топка отопительных печей должна быть прекращена,

А электроприборы отключены.

1.19 Запрещается устраивать временную электропроводку, выполненную не в соответствии с “Правилами устройства электроустановок”, устанавливать кустарные предохранители (“Жучки”) и пользоваться кустарными электронагревательными приборами.

1.20 Автоцистерны, находящиеся под наливом и сливом горючих жидкостей, должны до и на время заполнения и слива присоединиться к заземляющему устройству. В качестве заземляющего проводника должен применяться гибкий (многожильный) медный провод сечением не менее 16 мм².

Проводники необходимо присоединять к корпусу автоцистерны при помощи болтов для обеспечения надежного контакта.

При нарушении заземления налив или слив следует прекращать до устранения неполадок.

1.21 Для защиты от вторичных проявлений молний и разрядов статистического электричества вся металлическая аппаратура, резервуары, газопроводы, нефтепроводы, сливо-наливные устройства должны быть заземлены.

1.22 Категорически запрещается налив в резервуары, цистерны и тару легковоспламеняющихся жидкостей свободно падающей струи. Закачка и налив допускаются только под уровень жидкости в емкости.

2. Эксплуатация нефтяных скважин

2.1 Обвязка фонтанной скважины, ее коммуникация (емкости, амбары и пр.) должны быть подготовлены к приему продукции скважины до перфорации эксплуатационной колонны.

2.2 Сборка фонтанной арматуры должна производиться полным комплектом шпилек с прокладками, предусмотренными техническими нормами на поставку арматуры.

2.3 При освоении скважины с помощью передвижного компрессора, последний должен устанавливаться на расстоянии не менее 25 м от скважины.

2.4 Для предупреждения попадания нефти и газа из скважины в компрессор на линиях от газо- и воздухораспределительных будок у скважины должны быть установлены обратные клапаны.

2.5 Эксплуатация фонтанных скважин без полного комплекта крепежных элементов и прокладок, предусмотренных стандартами на фонтанную арматуру, запрещается.

2.6 За нарушение требований настоящей инструкции рабочие и ИТР несут ответственность в административном, дисциплинарном или судебном порядке.

3. Содержание и применение пожарного оборудования и средств пожаротушения

3.1 Объекты ЦДНГ должны быть обеспечены следующими первичными средствами пожаротушения:

а) насосная по перекачки нефти (ДНС) на каждые 50 м² площади:

- огнетушителями пенными ОХП – 10 – 2шт.;

- углекислотными УО – 8 и бромэтиловыми ОУБ–7 1шт;

- ящиками с песком по 0,5 м³ – 3 шт.;

- лопатами – 3 шт.;

- пожарными ведрами – 2 шт.;

- кошмой размером 2х2м или асбестовым полотном – 2шт.

б) замерные групповые установки “Спутник”:

- углекислотными огнетушителями УО-8 – 1 шт.

в) общественные и жилые помещения на каждые 50 м² площади:

- пенными огнетушителями ОХП-10 – 1 шт.

3.2. Первичные средства пожаротушения необходимо размещать вблизи мест наиболее вероятного их применения, на виду, с обеспечением к ним свободного доступа.

3.3. В качестве первичных средств пожаротушения рекомендуется применять: огнетушители пенные, углекислотные, бромэтиловые, асбестовые полотна. Грубошерстные полотна (кошма, войлок), песок.

Ручной пенный огнетушитель ОХП-10 и ручные бромэтиловые огнетушители ОУБ-7 предназначены для тушения начинающихся очагов пожара при воспламенении всех горючих твердых и жидких веществ за исключением тех, которые взаимодействуют с ними, усиливая горение.

Огнетушители ОХП-10 не должны применяться при тушении электроустановок, находящихся под напряжением.

Углекислотные огнетушители ОУ-8 предназначены для тушения любых горючих веществ.

Полотна грубошерстные, асбестовые и войлочные предназначены для тушения начинающихся очагов пожара при воспламенении веществ, горение которых не может происходить без доступа воздуха.

5.4. При температуре ниже минус 1оС огнетушители необходимо перенести в отапливаемое помещение и вывесить надпись ”Здесь находятся огнетушители”.

5.5. При эксплуатации бромэтиловых и углекислотных огнетушителей нельзя допускать:

5.5.1. Нагрева огнетушителя солнечными лучами или другими источниками тепла.

5.5.2. Попадания на вентиль и распылитель атмосферных осадков.

5.5.3. Ударов по баллону и вентилю.

5.5.4. Срыва пломбы без надобности.

4.Порядок действия технического персонала ЦДНГ при ликвидации аварий и пожаров

4.1. Для каждого газо-, взрыво-, пожароопасного объекта должен быть разработан план ликвидации аварий.

Планы ликвидации аварий вместе с необходимыми приложениями к ним должны находиться на рабочих местах; обслуживающий персонал должен быть ознакомлен с ними под расписку.

4.2. Знание плана ликвидации аварий проверяется во время учебных и тренировочных занятий с персоналом объекта, проводимых по графику, утвержденному главным инженером НГДУ.

4.3. Каждый работник ЦДНГ, заметивший опасность возникновения аварии или ситуации, угрожающей людям, обязан немедленно сообщить руководству и действовать согласно плану ликвидации аварий.

4.4 Каждый работник ЦДНГ, заметивший пожар, обязан:

4.1.1 Немедленно вызвать пожарную часть.

4.1.2 Вызвать к месту пожара старшего начальника объекта.

4.1.3 Принять меры по ликвидации пожара первичными и стационарными средствами пожаротушения.

2. РАБОТА ПО ПРОФЕССИИ

2.1 ОПЕРАТОР ПО ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА

2.1.1 Способы эксплуатации скважин

В настоящее время нефть добывают тремя основными способами: фонтанным, газлифтным и насосном. При фонтанном способежидкость и газ поднимаются по стволу скважины от забоя на поверхность только под действием пластовой энергии, которой обладает нефтяной пласт. Фонтанный способ наиболее экономичен, и как естественный, его применяют на вновь открытых, энергетически не истощенных месторождениях. Если скважины не могут фонтанировать, то их переводят на один из механизированных способов добычи нефти: газлифтный или насосный с расходованием дополнительной, искусственно вводимой в скважину энергии. При газлифтном способе добычи нефти в скважину для подъема нефти на поверхность подают сжатый газ т.е. подают энергию расширения сжатого газа. В насосных скважинах жидкость поднимают на поверхность с помощью спускаемых в скважину насосов – скважинных штанговых насосов и погружных центробежных электронасосов.

В газовых скважинах газ поступает на поверхность под действием пластового давления (скважины фонтанируют газом).

Оборудованием скважины называют все те части ее конструкции, которые обеспечивают отбор продукции (закачку) в надлежащем режиме, проведение всех технологических операций в процессе эксплуатации и гарантируют от возникновения открытых фонтанов и загрязнения окружающей среды. Обычно различают наземное и подземное оборудование. Наземное (устьевое) оборудование включает арматуру, устанавливаемую на устье, подземное (скважинное) – оборудование ствола скважины.

2.1.2 Установление заданного режима работы скважин

Режим эксплуатации скважины устанавливают таким, чтобы был обеспечен рациональный расход энергии пласта. Кроме того, необходимо предупредить преждевременное обводнение продукции и образование песчаных пробок. Правильная экс­плуатация скважины заключается в получении максимального дебита при небольшом газовом факторе, наименьших количе­ствах воды и песка, бесперебойном фонтанировании.

Режим регулируют с помощью штуцеров и реже с помощью газосепараторов высокого давления при поддержании задан­ного давления в них. Простой штуцер представляет собой шайбу толщиной 7—10 мм с центральным отверстием, в кото­рое ввинчивается втулка, имеющая на конце глубокую ко­ническую фаску (для предупреждения засорения парафином). Такой штуцер устанавливают в любом фланцевом соеди­нении.

При наблюдении за работой фонтанной скважины и ее об­служивании замеряют буферное и затрубное давления, рабочие давления на групповых установках, определяют дебит нефти, газа, содержание воды и песка в продукции скважины и т. п. Кроме того, проверяют исправность устьевого оборудования; оборудования групповых установок; выкидных линий; скребков, применяемых для борьбы с образованием отложений пара­фина. При этом проводят мелкий и текущий ремонты. Жела­тельно все ремонтные работы проводить без остановки сква­жины.

Результаты наблюдений записывают в специальный жур­нал. Эти данные могут послужить исходным материалом для установления оптимального режима эксплуатации других сква­жин, работающих в аналогичных условиях.

При эксплуатации фонтанных скважин могут возникать всякого рода неполадки: запарафинивание насосно-компрессорных труб, образование песчаных пробок, разъедание шту­цера, обводнение скважины, засорение штуцера или выкидной линии и др. Признаком таких неполадок могут быть изменение буферного и затрубного давлений, изменение дебита нефти, ко­личества воды и песка.

Если засорились насосно-компрессорные трубы, то буфер­ное давление уменьшается, а затрубное повышается (если в скважину спущен один ряд насосно-компрессорных труб). В Случае образования песчаной пробки в работающей сква­жине увеличивают диаметр штуцера или в затрубное простран­ство подкачивают нефть. Это увеличит скорость движения про­дукции по насосно-компрессорным трубам, что, в свою оче­редь, приведет к выносу песка.

Если песчаная пробка образовалась на забое, то затрубное давление падает. Для удаления этой пробки также увеличи­вают диаметр штуцера или в затрубное пространство подка­чивают нефть.

При появлении воды в скважине необходимо уменьшить дебит. При увеличении дебита и уменьшении буферного дав­ления следует увеличить проходное отверстие штуцера. В этом случае переключают линию выхода нефти на другую и заме­няют штуцер.

Если засорились штуцер или выкидная линия, то дебит сни­жается, а буферное и затрубное давления увеличиваются. В этом случае также переключают линию выхода нефти на дру­гую и проверяют штуцер и выкидную линию.

Указанные неполадки ликвидируют без прекращения ра­боты скважины, и только при необходимости можно ее остановить.

Для предотвращения отложений парафина на стенках фон­танных скважин принимают следующие меры:

1) уменьшают пульсацию фонтанирования, максимально снижают газовый фактор;

2) применяют механическую очистку труб от парафина различными скребками;

3) покрывают внутреннюю поверхность труб стеклом, эпоксидными смолами, эмалями, бакелитовым лаком и др. (футе­ровка труб);

4) расплавляют парафин;

5) растворяют парафин различными растворителями.

Скребок опускают в скважину на проволоке. Движение его вниз осуществляется под действием собственного веса и подве­шиваемых к ним специальных грузов. При использовании скребков на устьевой арматуре монтируют лубрикатор с саль­ником. Для спуска скребков и их подъема применяют депарафинизационные установки АДУ, которые состоят из лебедки с электродвигателем и станции управления, размещаемых около скважины в будке.

Для очистки труб применяют тепловое воздействие. В этом случае трубы подогревают паром, горячей нефтью или нефте­продуктами. Пропарка осуще­ствляется с помощью паровой передвижной установки (ППУ), которая монтируется на автомашине.

2.1.3 Подземное и наземное оборудование скважин, способы эксплуатации и контроль над режимом его работы

Схема СШНУ представлена на рис. 2. Оборудование СШНУ состоит из двух частей: наземного и подземного. Наземное обо­рудование состоит из станка-качалки, привода, станции управ­ления и устьевой арматуры. Подземное оборудование включает в себя колонну НКТ, колонну штанг, глубинный насос и, при не­обходимости, другие элементы (хвостовик, газовый или газопе­сочный якорь, якорь для фиксации колонны НКТ в обсадной колонне и т.п.).

Рисунок -2 Принципиальная схема СШНУ.

1 — станция управления; 2 — балансир; 3 — головка балансира; 4 — стой­ка балансира; 5 — шатун; 6 — кривошип; 7 — редуктор; 8 — приводной двигатель; 9 — тормоз; 10 — противовесы; 11 — металлическая рама; 12 — бетонный фундамент; 13 — канатная подвеска; 14 — траверсы; 15 — поли­рованный шток; 16 — устьевая арматура; 17 — колонии штанг; 18 — ко­лонна НКТ; 19 — плунжер насоса; 20 — нагнетательный клапан; 21 — вса­сывающий клапан; 22 — цилиндр насоса; 23 — хвостовик

Основным элементом наземного оборудования является станок-ка­чалка, состоящий из балансира 2, головки балансира 3, стойки 4, шату­на 5, кривошипа 6, редуктора 7, приводного двигателя 8, тормоза 9 и противовесов 10. Управление наземным оборудованием осуществляет­ся специальной станцией 1. Станок-качалка, редуктор и приводной дви­гатель монтируются на металлической раме 11, устанавливаемой на бетонном фундаменте 12. Головка балансира 3 имеет канатную под­веску 13, соединенную с полированным штоком 15 с помощью тра­верс 14. Устье скважины оборудовано устьевой арматурой 16. Станок-качалка предназначен для восприятия нагрузок, действующих в точке подвеса штанг (ТПШ) в течение насосного цикла, и преобразования вращательного движения ротора приводного двигателя в возвратно-поступательное движение головки балансира. Редуктор 7 предназна­чен для снижения числа оборотов приводного двигателя 8 и повыше­ния крутящего момента на выходном валу, на котором закреплены кри­вошипы 6. Кривошипы 6 соединены шатунами 5 с балансиром 2. На

входном валу редуктора имеется шкив, соединенный клиноременной передачей со шкивом приводного двигателя 8. В системе имеется также тормоз 9. Приводной двигатель устанавливается и закрепляется на са­лазках. При необходимости изменения числа качаний балансира заме­няется размер шкива на приводном двигателе. Изменение длины хода полированного штока 15 (перемещения головки балансира) осуществ­ляется изменением радиуса кривошипа 6 перестановкой шатуна 5, для чего кривошип имеет несколько отверстий. Кроме того, кривошип имеет устройство, позволяющее перемещать вдоль него противовесы 10, до­биваясь наилучшего уравновешивания нагрузок, действующих в ТПШ.

В настоящее время промышленностью выпускается значительное количество типоразмеров станков-качалок (СК), отличающихся грузо­подъемностью, длиной хода полированного штока и числом качаний, предназначенных для эксплуатации скважин различных категорий.

Устьевая арматура 16 имеет выкидной манифольд, манифольд затрубного пространства, а также сальниковое устройство, через которое проходит полированный шток 15.

Подземное оборудование включает колонну штанг 17, предназ­наченную для передачи возвратно-поступательного движения го­ловки балансира плунжеру 19 глубинного насоса, а также для вос­приятия нагрузок, действующих на штанги в течение насосного цикла. Имеется колонна НКТ 18, на нижнем конце которой зак­реплен цилиндр насоса 22. Плунжер глубинного насоса имеет один или два нагнетательных клапана 20, а цилиндр насоса — всасываю­щий клапан 2. К приему насоса закреплен хвостовик 23.

Цилиндр скважинного насоса имеет различное конструктивное оформление, а внутренняя его поверхность тщательно обработана, равно как и наружная поверхность плунжера. Вместе они состав­ляют пару трения.

Как видно из рис. 1, при ходе головки балансира вверх плунжер также перемещается вверх; при этом нагнетательный клапан 20 закры­вается под действием веса продукции скважины, находящейся в НКТ. При снижении давления в цилиндре насоса до величины, меньшей, чем давление на приеме (давление в скважине перед всасывающим клапа­ном), всасывающий клапан 21 открывается и цилиндр насоса заполня­ется скважинной продукцией (такт всасывания). При ходе плунжера вниз давление в цилиндре насоса повышается, всасывающий клапан закрывается, а когда давление в цилиндре насоса (под плунжером) ста­новится большим, чем давление над плунжером, открывается нагне­тательный клапан, и продукция из цилиндра через плунжер перете­кает в колонну НКТ (такт нагнетания). Затем цикл повторяется.

Следует отметить, что колонна штанг работает в очень сложных усло­виях, связанных не столько с длительным контактом со скважинной про­дукцией (а она может быть и коррозионно активной), сколько со слож­ными и переменными во времени нагрузками (растягивающими, сжима­ющими, изгибающими и крутящими). Расчет колонны штанг с учетом всех действующих нагрузок является сложной физической задачей.

В зависимости от некоторых технологических характеристик ра­боты СШНУ различают статический и динамический режим ее ра­боты.

Для статических режимов работы установки динамические со­ставляющие в общей нагрузке, действующей на колонну штанг, яв­ляются небольшими и не оказывают значительного влияния на ра­боту всей системы. Если же динамические составляющие существен­ны по величине, они приводят к значительным отличиям в работе СШНУ. Режимы работы установки, при которых динамические со­ставляющие существенны, называются динамическими.

Критерием оценки режима работы установки является параметр динамического подобия, называемый параметром Коши — :

, (1)

где — угловая скорость вращения кривошипа, 1/с;

Н — длина колонны штанг (глубина спуска насоса), м;

а — скорость звука в колонне штанг, м/с.

Скорость звука зависит от конструкции штанговой колонны и может быть принята:

для одноразмерной колонны а = 4600 м/с;

для двухразмерной колонны а = 4900 м/с;

а для трехразмерной — 5300 м/с.

Параметр Коши можно использовать для разделения режимов работы установки на статические и динамические. Очевидно, что для такого разделения необходимо принять определенную (гранич­ную) числовую величину параметра Коши. Введем понятие фактора динамичности. Фактор динамичности т характеризуется отношени­ем инерционного ускорения к ускорению свободного падения g:

, (2)

Выражая угловую скорость вращения кривошипа через число качаний

, (3)

где п — число качаний, 1/мин,

параметр Коши запишем в виде:

, (4)

Произвольное увеличение числа качаний приводит к превышению инерционного ускорения j над ускорением свободного падения g, и фактор динамичности становится больше единицы, что резко повы­шает аварийность штанговой колонны. При проектировании режи­мов работы установки необходимо выполнять следующее условие:

, (5)

Режим работы установки при т = 1 будем называть критичес­ким, а соответствующее этому условию число качаний обозначим через п_кр.

Найдем критические числа качании при ходе вверх , вниз- (при ):

, (6)

, (7)

Как следует из сравнения (6) и (7), критическое число ка­чаний при ходе вниз больше такового при ходе вверх. Поэтому при проектировании эксплуатации скважин установками штанговых на­сосов принимают меньшее критическое число качаний, т.е. кри­тическое число качаний при ходе вверх — .

Критическое значение параметра Коши является границей допустимых режимов работы установки и записывается в соответ­ствии с (4) следующим образом:

, (8)

где — критическое число качаний при ходе вверх.

Как уже отмечалось, параметр Коши может быть использован и для разделения режимов работы установки на статические и дина­мические. Совершенно очевидно, что для такого разделения необ­ходимо принять определенную числовую величину параметра Коши. Примем, что к статическим режимам относятся такие, для которых фактор динамичности меньше 0,5, а к динамическим — те, для кото­рых т ≥ 0,5. Таким образом, границу между статическими и динами­ческими режимами по параметру Коши можно установить, при­нимая и в выражении (4) равным и обозначая его :

, (9)

В результате получаем:

, (10)

где — граничная величина параметра Коши.

Если , то режим работы установки статический; если же , то режим работы установки динамический ( - факти­ческий параметр Коши для рассматриваемого режима работы ус­тановки, рассчитываемый по выражению (4)).

Подставляя из (9.67) в зависимость (6), окончательно получаем:

, (11)

Как показывают расчеты, для наиболее распространенных условий работы штанговых установок при эксплуатации скважин граничная ве­личина параметра Коши может быть ориентировочно принята равной.

, (12)

2.1.4 Мероприятия, осуществляемые на промысле по увеличению межремонтного периода работы скважин

Дебит скважин может быть увеличен повышением проницаемости пород призабойной зоны. Этого можно достичь путем искусственного увеличения числа и размеров дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, а также путем удаления грязи, смол, парафинов со стенок поровых каналов.

Различают следующие методы увеличения дебита скважин: 1) кислотная обработка скважин; 2) гидравлический разрыв пласта; 3) гидропескоструйная перфорация; 4) торпедирование скважин; 5) тепловая обработка призабойных зон; 6) обработка призабойной зоны поверхностно-активными веществами; разрыв пласта с использованием ударной волны или пороховых газов.

· Кислотная обработка скважин включает солянокислотную, пенокислотную, термокислотную и обработку скважин грязевой кислотой.

При солянокислотной обработке скважину очищают от песка, грязи, парафина и т. п.

При кислотных обработках используют специальные агрегаты (например, агрегат типа Азинмаш -30) или обычные передвижные насосные агрегаты, смонтированные на автомобиле или тракторе.

При пенокислотной обработке скважины в призабойную зону пласта вводится аэрированный раствор поверхностно-активных веществ в соляной кислоте в виде пены. Для закачки в скважину кислотных пен применяют кислотный агрегат (автоцистерна с насосом), передвижной компрессор и смесит ель-аэратор.

При термокислотной обработке на забой скважины с помощью специального устройства (реакционного наконечника) опускают вещество, которое при соприкосновении с соляной кислотой вступает с ней в химическую реакцию, сопровождающуюся большим выделением тепла. Таким веществом может быть магний, едкий натрий и другие металлы. Цель термокислотной обработки – улучшение действия кислоты после расплавления парафина или смолы, отложившихся на забое скважины.

Солянокислотную обработку в любом варианте применяют для обработки карбонатных пород. Если продуктивные горизонты сложены песчаниками с глинистым цементом, применяют грязевую кислоту (смесь плавиковой кислоты с соляной кислотой). Последовательность проведения работ при этом следующая. В начале с целью удаления цементной и глинистой корки делают солянокислотную ванну. Затем для растворения в призабойной зоне карбонатов в скважину закачивают 10-15 %-ный раствор соляной кислоты. После удаления продуктов реакции в пласт закачивают грязевую кислоту, выдерживают ее определенное время, очищают забой от продуктов реакции и пускают скважину в работу.

· Гидравлический разрыв пласта

Сущность гидравлического разрыва пласта состоит в образовании и расширении в пласт трещин после создания высоких давлений на забое скважины жидкостью, закачиваемой в скважину с поверхности. Для предотвращения смыкания образованных трещин или расширившихся старых в пласт вводят крупнозернистый песок.

Технология этого процесса следующая: 1) закачка в пласт жидкости разрыва с целью образования трещин или их расширения; 2) закачка жидкости-песконосителя; 3) закачка жидкости для продавливания песка в скважину (продавочной жидкости).Жидкостью разрыва могут быть: сырая нефть повышенной вязкости; мазут или его смесь с нефтью; дизельное топливо, загущенное нафтеновыми мылами; вода; раствор соляной кислоты и т.п. Технология гидроразрыва состоит в следующем. Вначале скважину исследуют на приток, определяют ее поглотительную способность и давление поглощения. Забой очищают от песчаной и глинистой пробок и загрязняющих отложений. После проверки специальным шаблоном в скважину спускают трубы диаметром 89-114 мм. Для предохранения обсадной колонны от воздействия большого давления и разобщения фильтровой части скважины от зоны, расположенной выше ее, над продуктивным пластом устанавливают пакер. Устье оборудуют специальной головкой, к которой подключают насосные агрегаты.

· Гидропескоструйная перфорация

При гидропескоструйной перфорации разрушение колонны или цементного кольца осуществляется за счет использования абразивного и гидромониторного эффектов песчано-жидкостных струй, выбрасываемых с высокой скоростью из насадок глубинного устройства – гидроперфоратора.

Гидропескоструйная перфорация не дает должного эффекта в интервалах, ранее обработанных соляной кислотой или в которых был проведен гидроразрыв, а также при повторном вскрытии высокопроницаемых пластов с низким пластовым давлением или сильно обводненных.

· Торпедирование скважины

Сущность процесса торпедирования заключается в том, что заряженную взрывчатым

веществом торпеду спускают в скважину и взрывают против продуктивного горизонта. При взрыве торпеды образуются каверна, увеличивающая диаметр скважины, и сеть трещин, расходящихся от скважины в радиальном направлении.

Взрывные методы воздействия применяют также при освобождении прихваченных бурильных и обсадных труб, для разрушения на забое бурящихся скважин металлических предметов, для разрушения плотных песчаных пробок, фильтров и т.п.

· Тепловая обработка призабойных зон

Тепловую обработку призабойных зон применяют в том случае, если в добываемой нефти содержатся парафин или смолы, которые осаждаются в призабойной зоне, на стенках скважин и в трубах. В результате закупорки пор ухудшается фильтрационная способность пласта. При нагреве призабойной зоны отложения парафина и смол расплавляются и выносят поток нефти на поверхность. Для прогрева применяют электронагреватели, газонагреватели, горячую нефть, нефтепродукты, воду, пар и т.д.

· Обработка призабойной зоны поверхностно-активными веществами. Сущность обработки заключа­ется в том, что в призабойную зону через насосно-компрессорные трубы при помощи насосного агрегата закачивают кон­центрированный раствор ПАВ, а за ним — слабоконцентриро­ванный раствор, растворителем которого является нефть. Через 2—3 суток эксплуатация скважины возобновляется.

ПАВ — органическое вещество, получаемое из углеводоро­дов, входящих в состав нефти. В нефтяной промышленности применяют следующие виды ПАВ: ОП (оксиэтилированный пре­парат), ОЖК (оксиэтилированная жирная кислота), сульфонолы и др.

При обработке призабойной зоны ПАВ последовательность работ аналогична последовательности при солянокислотной об­работке. Метод обработки призабойной зоны ПАВ приме­няют при попадании в нее воды или фильтрата бурового рас­твора.

· Использование ударной волны.

В скважину на про­волоке при помощи лебедки спускают стеклянный баллон, в ко­тором поддерживается вакуум. Баллон устанавливают против горизонта, намечаемого для обработки. Насосным агрегатом (типа 4AH-700) создают давление жидкости в скважине, в ре­зультате чего баллон разрушается и жидкость окружающей среды (пласта и колонны) стремится заполнить вакуумное про­странство. При этом призабойная зона очищается от глинистых частиц и происходит гидродинамический удар столба жидкости в скважине, благодаря чему создается значительное давление. В результате в породе образуются трещины.

· Использование пороховых газов.

В скважину на бронированном кабеле спускают на заданную глубину аппа­рат, заполненный порохом, и затем по кабелю подается элект­рический импульс. В результате срабатывает электрозапал и происходит быстрое сгорание пороха. Это приводит к созда­нию давления пороховых газов, что и обеспечивает разрыв пласта. Давление пороховых газов больше давления, создаваемого при гидравлическом разрыве пластов. Газы действуют на поверхность трещин подобно клину.

2.1.5 Причины и методы обнаружения неполадок в работе скважин, способы их устранения

Текущий ремонт при использовании УЭЦН может быть обусловлен выходом из строя ЭЦН в результате разъедания рабочих колес песком, пробоем изоляции электродвигателя или токоподводящего кабеля. Ремонтные работы заключаются в подъеме и спуске НКТ совместно с кабелем, замене насос промывке песчаной пробки.

В состав оборудования при эксплуатации ШГН входят насосы, штанги НКТ, газовые якоря, газопесочные якоря, которые испытывают силы трения и со временем требуют замены. Песок, находящийся в жидкости, зачастую выводит из строя насос, и для его восстановления необходимо полностью поднимать штанговую подвеску. Штанги при работе испыты­вают большие силы, образующие растяжения, из-за чего может произойти их обрыв. Для ликвидации данного вида аварии поднимают часть штанги до обрыва, затем - трубы до места, где появится верхний конец оборванной штанги, после чего поднимают оставшиеся штанги, а при необходимости и трубы. Возникновение осложнений в скважинах при фонтанно-газлифтной эксплуатации, в основном, зависит от жидкости и газа, поступающих из пласта, коллекторских свойств и под­земного оборудования. Находящиеся в скважине насосно-компрессорные трубы при данном виде эксплуатации являют­ся одной из основных причин:

- наличия в газожидкостной смеси механических примесей;

- наличия в газожидкостной смеси сероводорода.

За счет термодинамических явлений уменьшается температура жидкости, вследствие чего из нее отделяется смолопарафинистое вещество (тяжелые углеводороды), которые с истечением времени, при эксплуатации, осаждаются на стен­дах внутренней поверхности НКТ, уменьшая проходное отвер­стие.

Зачастую пластовая вода является минерализованным веществом, которое при понижении температуры в верхней части скважины выделяет кристаллы солей, образующиеся на внутренней поверхности НКТ плотные отложения, нередко полностью перекрывающие проходное сечение трубы.

При фонтанно-газлифтной эксплуатации скважин име­ются практические наработки видов наиболее часто встре­чающихся ремонтов:

- очистка, подъем и замена НКТ от различных отложений;

- подъем НКТ и замена пакета, пусковых клапанов, клапанов-отсекателей;

- промывка песчаных пробок.

2.1.6 Формы и методы организации труда и производства

Основу плана по труду составляет задание по повыше­нию производительности труда. Исходя из установленной производственной программы и заданий по производитель­ности труда определяется плановая численность работаю­щих на предприятии, а вслед за этим и фонд их заработной платы, намечаются мероприятия по подготовке и повыше­нию квалификации работающих, по использованию пере­дового опыта.

Методика планирования производительности труда дол­жна предусматривать возможно более дифференцирован­ные плановые расчеты (по отдельным факторам и элементам), применение единых методов планирования, позволяющих сводить и обобщать результаты расчетов во всех хозяйст­венных звеньях, и, в частности, применение единой класси­фикации факторов роста производительности труда, едино­образие методов расчета их влияния, единые приемы сум­мирования эффективности планируемых факторов.

В планах по производительности труда рассчитываются, как правило, два показателя: среднегодовая выработка на одного среднесписочного работающего и трудоемкость важ­нейших видов продукции. При этом определяется не толь­ко их абсолютный плановый уровень, но и степень изменения за отчетный период.

Уровень годовой производительности труда (выработки продукции на одного работающего) определяется путем; деления продукции, исчисленной в денежном, натуральном

или трудовом выражении, на среднесписочную численность работающих (промышленно-производственный персонал).

В списочный состав работающих на предприятии вклю­чаются все постоянные работники, а также сезонные и вре­менные работники, принятые на работу на срок не менее пяти дней, а при выполнении ими работы по основной дея­тельности предприятия — на срок свыше одного дня.

Для измерения производительности труда длительное время применяется показатель выработки товарной (ва­ловой) продукции в неизменных оптовых ценах предприя­тия. В настоящее время с целью устранения влияния пов­торного счета, а также заинтересованности предприятий в выпуске материалоемкой продукции предлагается плани­ровать и анализировать производительность труда, исчис­ленную по чистой продукции. При этом для предприятия чистая продукция представляет вновь созданную стои­мость, она включает в себя нормативную величину заработ­ной платы с отчислениями соцстраху и прибыль. При ис­числении чистой продукции не учитывается стоимость ма­териальных затрат, израсходованных на ее производство.

Следует иметь в виду, что задание по повышению произ­водительности должно тщательно обосновываться меро­приятиями, обеспечивающими его выполнение. Постав­ленной задаче в наибольшей мере отвечает методика плани­рования роста производительности труда по факторам.

Порядок расчета и обоснования заданий по росту про­изводительности труда заключается в следующем. На пред­варительной стадии составления плана темпы увеличения выработки обосновываются укрупненно, с учетом наиболее общих закономерностей и связи между ростом производи­тельности труда и увеличением объема производства, уве­личением объема капитальных вложений, изменением энерго - и фондовооруженности труда. При этом учитывается влияние структурных сдвигов по видам продукции, повышение эффективности научных исследований и ускорение темпов их внедрения в производство.

При развернутой разработке проектов перспективных и годовых планов осуществляются детальные технико-эко­номические обоснования роста производительности труда на плановый период посредством выявления экономии ра­бочего времени или численности работающих против ба­зисного периода по всем факторам в соответствии с принятой их классификацией.

Существует несколько классификаций факторов роста производительности труда в промышленности. В послед­нее время наибольшее распространение и официальное при­знание получила единая классификация факторов роста производительности труда, которая включает в себя сле­дующие типовые группы: повышение технического уровня производства; улучшение качества продукции, изменение удельного веса новых изделий; улучшение организации производства и труда; изменение объема и структуры про­изводства; изменение природных условий; отраслевые и прочие факторы (например, освоение новых производств).

Применяется несколько методов расчета планового уров­ня производительности труда по факторам. Существо их заключается в определении количества возможного умень­шения численности работающих в результате действия каж­дого из факторов. При этом прежде всего находится исход­ная численность работников, необходимая для выполнения запланированного объема производства в условиях базис­ной выработки. Затем из нее последовательно вычитается количество работников, которое может быть высвобожде­но за счет влияния каждого фактора. Общая экономия чис­ленности, отнесенная к потребной в условиях базисной вы­работки численности за вычетом из нее найденной экономии, дает процент (коэффициент) повышения производительности труда.

Прирост производительности труда по каждому факто­ру и в целом по предприятию определяется по формуле:

, (1)

где ПТ - производительность труда (%);

Э - количество высвобождающихся работников;

ЧР - численность работников, необходимая для вы­полнения запланированного объема производства, исчисленная исходя из базисной производительности труда.

Содержание приемов расчета эффективности факторов производительности труда заключается в следующем.

Плановый уровень выработки на одного среднесписоч­ного работника определяется умножением отчетного уров­ня на рассчитанный процент его повышения в плановом периоде, например 10 110 руб. ∙ 1,055=10 666 руб. После этого определяется плановая численность работающих.

В настоящее время основной прирост продукции дол­жен обеспечиваться за счет имеющейся численности рабо­тающих. Поэтому заключительной стадией составления плана по производительности труда выступает определение процента прироста продукции в результате повышения производительности труда. Этот показатель, который по­лучил на практике название «степень напряженности пла­на», определяется по следующей формуле:

, (2)

где В_пт —прирост продукции за счет роста производитель­ности труда (%);

К_ч —прирост численности работников (%);

К_в —прирост товарной продукции (%).

В нашем примере рассматриваемая величина составит 91%

Достоинство рассмотренной методики планирования производительности труда по факторам в отличие от все еще встречающихся в практике методов определения производительности труда как частного от деления стоимости продукции на численность работающих заключается в технико-экономическом обосновании задания.

2.1.7 Компьютерные технологии процесса добычи нефти

Корпоративная сеть ОАО «Самаранефтегаз» насчитывает более 200 локальных вычислительных сетей, в рамках которых эксплуатируется более 270 различных ПК и прикладных программ, имеющих свои наборы данных и базы данных.

Первый этап контроля качества и обеспечения сохранности информации производится непосредственно на устье скважины исполнителем работ, он предусматривает:

- перед проведением исследований связанных с измерением давления и/или температуры длительный период времени (например, КВД, КПД и т.п.) перед монтажом устьевых и/или спуском глубинных приборов и после демонтажа (подъема) необходимо произвести запись нулевых значений (давления и/или температуры окружающей среды) в течение времени, определенного регламентом или планом работ;

- наличие цифровой и графической информации в приборе после проведения исследования;

- по возможности необходимо перенести полученные замеры из прибора на переносной компьютер (ноутбук, Palm) и произвести проверку качества и наличия замеров непосредственно на компьютере, при этом необходимо обеспечить сохранность инструментальных замеров, как в приборе, так и на компьютере;

Все полученные результаты исследования (как в электронном виде, так и на бумажном носителе) передаются мастеру бригады.

Мастер бригады обеспечивает:

- контроль наличия цифровой и графической информации;

- контроль соответствия обозначения объекта исследования (код месторождения, номер скважины и т.п.) заявленному к исследованию объекту;

- акты выполненных работ на те виды работ, по которым не может быть получен инструментальный замер, должны быть предоставлены на бумажном носителе;

- проверку полноты выполнения объема работ, по каким либо причинам выполнен не в полном объеме (либо часть работ отбракована), мастер должен согласовать (по электронной почте или в письменном виде) перенос данного объема работ на следующий день;

- передачу всего объема информации в электронном виде производить по возможности по электронной почте, при этом все отправления должны храниться на компьютере мастера не менее года.

Второй этап контроля качества необходим для обеспечения:

1. своевременного выявления некачественно выполненных работ;

2. обеспечения правильности привязки инструментального замера к объекту исследования;

Третий этап контроля качества и обеспечения сохранности информации производится геологом или технологом, при этом должно обеспечиваться:

- многоуровневая сохранность инструментальных замеров (в электронной почте и в архиве баз данных, как до обработки замера, так и после обработки);

- контроль качества графической и цифровой информации;

- отбраковка дублирующих замеров - правильность привязки измерения к объекту исследования;

- учет выявленных нарушений и ошибок в инструментальных замерах;

-контроль соответствия проведенного объема работ плану работ и/или технологическому регламенту;

- проверка приемлемости результатов для дальнейшей интерпретации.

Обработка информации геологами (технологами) должна проводиться в соответствии с «инструкцией по обработке, хранению и передачи в Корпоративную базу данных инструментальных замеров».

2.1.8 Технико-экономические показатели по способам эксплуатации скважин и нефтепромыслам в целом

Эффективность применения методов поддержания пластового да­вления определяется за квартал, год или с начала разработки ме­сторождения и измеряется:

1) увеличением добычи нефти;

2) повышением производительности труда рабочих на про­мыслах;

3) снижением себестоимости добытой нефти;

4) экономией капитальных вложений.

Эффективность применения указанных методов оценивается путем сравнения показателей разработки нефтяного месторожде­ния с поддержанием и без поддержания пластового давления.

При расчете эффективности используются следующие исход­ные данные.

1) фактическая добыча нефти при поддержании пластового давления;

2) возможная добыча нефти без поддержания пластового да­вления;

3) численность рабочих на промыслах;

4) добыча нефти на одного рабочего при поддержании пласто­вого давления;

5) удельная численность промысловых рабочих на одну сква­жину;

6) фактические эксплуатационные затраты на добычу нефти;

7) фактическая себестоимость 1 т нефти;

8) капитальные вложения в промысловое хозяйство;

9) стоимость строительства одной скважины;

10) стоимость промыслового обустройства одной скважины;

11) стоимость капитальных вложений для поддержания пла­стового давления;

12) число отработанных скважино-месяцев;

13) средний коэффициент эксплуатации скважин;

14) стоимость разведки на одну эксплуатационную скважину.

Среднесуточная добыча нефти без поддержания пластового давления и темп ее снижения определяются при помощи гидроди­намических методов расчета или (при наличии достаточного фак­тического материала за предыдущее время) по кривым падения добычи нефти.

Прежде чем определить уровень производительности труда ра­бочих на промысле, необходимо из общей численности рабочих исключить то число их, которое занято в конторе (цехе) поддержа­ния пластового давления, а также на транспорте, хранении и деэмульсации нефти, добытой за счет поддержания давления.

Производительность труда без поддержания пластового давле­ния определится делением годовой добычи нефти без поддержания давления на соответствующую этой добыче численность рабочих. Путем сопоставления найденной производительности одного рабо­чего в год без поддержания давления с фактической производи­тельностью его при поддержании давления находят процент повы­шения производительности труда.

Кроме того, в результате поддержания пластового давления сократится потребность в рабочей силе, так как при этом умень­шится необходимый фонд эксплуатационных скважин. Число ра­бочих, на которое уменьшится потребность в рабочей силе, опре­деляется путем умножения удельной численности промысловых рабочих на одну скважину без поддержания давления на число дополнительных скважин, необходимых для получения прироста добычи нефти, равного количеству ее, полученному за счет под­держания пластового давления.

Для определения себестоимости добычи нефти без поддержания пластового давления надо предварительно определить эксплуата­ционные затраты без поддержания давления, которые вычис­ляются как разность между общими эксплуатационными за­тратами: и затратами, связанными с поддержанием пластового давления (содержание цеха поддержания и доля расходов на транспорт, хранение и деэмульсацию дополнительно полученной нефти за счет поддержания давления). Путем деления эксплуатационных затрат без поддержания давления на рассчитанную годовую до­бычу находят себестоимость 1 т нефти без поддержания да­вления.

Фактическая себестоимость 1 т нефти с поддержанием давления известна. По разности находят экономию от снижения себестои­мости 1 т нефти, а путем умножения полученной разницы на общую годовую добычу определяют общую экономию эксплуатационных затрат.

Для расчета экономии капитальных вложений находят сред­ний дебит на скважино-месяц путем деления годовой добычи нефти без поддержания пластового давления на количество отра­ботанных скважино-месяцев. Делением дополнительно получен­ной за год нефти за счет поддержания давления на средний дебит за скважино-месяц и на средний коэффициент эксплуатации опре­деляют число скважин, которое необходимо было бы пробури-

ть для получения дополнительной добычи нефти без поддержания пластового давления.

Далее находят дополнительные капитальные вложения в раз­ведку, бурение и обустройство этих скважин путем умножения стоимости этих вложений на одну скважину на найденное по рас­чету число скважин.

Сумма капитальных вложений в промысловое хозяйство (за вычетом капитальных вложений, связанных с поддержанием пла­стового давления) и указанных дополнительных капитальных вложений определит общий объем капитальных вложений без поддержания давления.

По разности между этим общим объемом капитальных вложе­ний и капитальными вложениями в промысловое хозяйство при поддержании давления находят экономию средств, полученную за счет поддержания пластового давления.

Путем деления общего объ­ема капитальных вложений на фактическую годовую добычу нефти определяют капитальные вложения, приходящиеся на 1 т нефти, полученную без поддер­жания пластового давления ж с поддержанием давления. Отно­шением этих удельных капи­тальных вложений определя­ется процент повышения капи­тальных вложений при разра­ботке месторождения без под­держания пластового давления.

2.1.9 Охрана окружающей среды при эксплуатации нефтяных и газовых скважин

Охрана окружающей среды – это система мероприятий по предотвращению или устранению загрязнения атмосферы, воды и земель, то есть природной среды.

Основная часть загрязнителей атмосферы – газ из трубопроводов и резервуаров. Для уменьшения загрязнения воздуха на нефтяных и газовых промыслах предусматривают различные технологические и организационно-технические мероприятия. К основным таким мероприятиям относят:

правильный выбор материала для оборудования, трубопроводов и арматуры;

герметизация систем добычи, транспорта и промысловой подготовки газа и газоконденсата;

применение систем автоматизации, обеспечивающих аварийное отключение оборудования и установок без разгерметизации оборудования;

применение в качестве топлива и для технологических нужд газа, прошедшего осушку и сероочистку;

применение закрытой факельной системы для ликвидации выбросов сероводорода при продувке скважин, трубопроводов, при ремонте с последующим его сжиганием в факелах; уменьшение продолжительности продувок.

Для уменьшения загрязнения атмосферы углеводородными компонентами предусматривают сжигание газа в факелах, оборудованных огнепреградителями.

Для уменьшения выбросов сероводорода и углеводородов с поверхностей испарения, из резервуаров рекомендуют использовать нефтеловушки закрытого типа и с отсосом на сжигание, системы улавливания паров и др.

Объекты нефтяных и газовых промыслов характеризуются большой рассредоточенностью. Поэтому приходится разрабатывать и выполнять различные мероприятия по лучшему использованию земель, предотвращению потрав сельскохозяйственных угодий. Предусматривается увеличение плотности застройки промысловых территорий, использование однотрубных систем сбора и транспорта продукции, прокладка трубопроводов и коммуникаций одинакового назначения параллельно, в одной траншее, группирование скважин в кусты и использование наклонно-направленного бурения. На участках временного пользования, например прокладки трубопровода, осуществляется ре -

культивация (восстановление) земель. Плодородный слой снимают, складируют и после выполнения технологических работ снова возвращают на прежнее место.

3 СПЕЦИАЛЬНЫЙ ВОПРОС

3.1 Технология ремонта и технические условия на ремонт должны предусматривать полное восстановление первоначальных заводских параметров погружного агрегата. Составить карту технологии ремонта погружного насоса.

Для ремонта, установок необходимо создать специальные ре­монтные базы для одного или нескольких нефтедобывающих районов.

На ремонтной базе ремонтируют в основном погружное оборудо­вание и кабель. Ремонт автотрансформаторов и станций управления может осуществляться в обычных электроремонтных мастерских.

Конструкция погружного агрегата позволяет ремонтировать его по узлам, т. е. отдельно электродвигатель, насос и гидрозащиту.

Ремонтные базы с учетом технологии ремонта погружного агре­гата и кабеля, должны иметь следующие цеха: по ремонту насоса с участками разборки, мойки, дефектовки деталей, сборки и испы­тания; по ремонту протекторов с участками разборки, мойки, сборки, заправки маслом и испытания; по ремонту электродвигателей с участками разборки, сборки, обмотки, сушки и испытания электро­двигателей; по ремонту кабеля; литейный цех с участками чугунного литья, термической обработки и изготовления пластмассовых дета­лей (при ремонте насосов ЭЦНИ); механический и склад.

Технология ремонта и технические условия на ремонт должны предусматривать полное восстановление первоначальных заводских параметров погружного агрегата.

Технология ремонта предусматривает следующие работы.

I. По насосу:

1) очистку наружной поверхности от грязи, нефти, парафина и т. д.;

2) разборку насоса на специальном стеллаже с при­менением механического ключа для развинчивания корпуса и лебедки с целью извлечения пакета;

3) разборку пакета и отдельных узлов;

4) мойку разобранных деталей;

5) дефектовку разобранных деталей и подшипников;

6) пополнение комплекта деталей, подшип­ников и узлов насоса вместо забракованных;

7) сборку, смазку и регулировку насоса;

8) испытание насоса в соответствии с техни­ческими условиями;

9) проверку крепления насоса и его герметич­ности, пайку и лужение швов;

10) установку упаковочных крышек.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1 Акульшин А. И., Бойко В. С. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра, 1989 г.

2 Акимов Н.В., Лукьянов Э.Е. Техническая инструкция по проведению геолого-технологических исследований нефтяных и газовых скважин, Тверь 2001 г.

3 Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений – М.: ВНИИОЭНГ, 1995 г.

4 Муравьев В. М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра, 1973 г.

5 Муравьев В. М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра, 1978 г.

6 Никишенко С.Л. Нефтегазопромысловое оборудование – Москва 2005 г.

7 Николенко П.А., Воробьева Н.В. Подземный ремонт скважин. – М.: Недра, 2004 г.

8 Омаров А.М. Планирование на промышленных предприятиях – М: Мысль, 1974 г.

9 Сулейманов А.Б., Карапетов К.А., Яшин А.С. Техника и технология капитального ремонта скважин. – М.: Недра, 1987 г.

10 Требин Г.Ф., Чарыгин Н.в., Обухова Т.М. Нефтеместорождения Советского Союза – М.: Недра, 1980 г.

11 Учебный курс «Добыча нефти» для мастеров бригад добыча нефти и газа – Стражевой 2000 г.

12 Юрчук А. М., Истомин А. З. Расчеты в добычи нефти. – М.: Недра, 1979 г.

13 Элияшевский И. В. Технология добычи нефти и газа. – М.: Недра, 1985 г.