«Машины и оборудование нефтяных промыслов для воздействия на пласт и подготовки нефти и газа». Промысловое оборудование для нефти


2. Оборудование для вытеснения нефти водой

Оборудование состоит в общем случае из участков водозабора, магистрали подвода воды (трубопровод и насосные первого, второго подъема), очистных сооружений подготовки воды для закачки ее в нефтяной пласт, кустовых насосных станций высокого давления с водораспределительными гребенками и разводящими трубопроводами, от которых вода идет к нагнетательным скважинам. Скважины оснащены устьевой арматурой по типу фонтанной, НКТ и часто пакером, предохраняющим основную часть обсадной колонны от высокого давления.

2.1. Оборудование водозабора

Для ППД с помощью заводнения вода обычно берется из водоемов (рек, озер, морей ) или из водоносного пласта, а также используется пластовая вода , добываемая с нефтью. Из водоемов вода забирается поверхностными центробежными насосами из специально подготовленного участка так, чтобы с водой не захватывался песок , ил и другие механические примеси. Насосная станция может быть расположена на берегу водоема или в плавучей станции.

Часто отбирают подрусловые , более чистые воды. В этом случае невдалеке от водоема или реки бурится скважина, из которой вода забирается сифонной системой или поверхностными насосами (при высоком расположении уровня воды), или скважинными насосами различных тип

Р и с. 2.1. Схема водозабора подрусловых вод:

1-обсадная колонна; 2-подъемная колонна; 3-гравийный фильтр;4-вакуум-котел; 5-вакуум-компрессор; 6, 9-центробежные насосы; 7-шахт; 8-резервуар чистой воды.

При сифонном отборе подрусловые скважины соединяются с вакуум- котлами, в которых создается разряжение в 0,04 - 0,047 МПа. Вода из скважин поступает в вакуум - котел самотеком и далее отбирается поверхностными насосами. Сифонный отбор применяется на Туймазинском, Ромашкинском и других месторождениях. Водозабор с помощью сифона на 20 -30 % дешевле, чем скважинными насосами.

При более низких уровнях жидкости ( 4 м и более от поверхности) применяются погружные насосы типов АТН и ЭЦВ.

Насосы типа АТН имеют приводной двигатель с вертикальной осью, установленной над устьем скважины. Его вал соединен с длинным трансмиссионным валом, расположенным в радиальных резинометаллических опорах внутри НКТ. Внизу трансмиссионный вал соединен с валом погружного центробежного насоса, размещенного под уровнем жидкости и нагнетающего ее на поверхность по НКТ. Эти насосы применяются для отбора до 400 м3/час воды с глубины до 40 м (возможно до 100м). Насосы удобны тем, что все электрооборудование вынесено на поверхность и легко обслуживается. Недостатком является длинный трансмиссионный вал, вращающийся с частотой 1400мин -1.(Опоры вала выходят из строя).

АТН 8-1-16 - артезианский трубный насос, 8 - диаметр скважины в дюймах, 1 - минимальное погружение под динамический уровень в м, 16 - число ступеней насоса. Подача 30 м3/час, напор - 60м, NДВ= 13квт.

АТН 14 - 1- 6 - (Подача- 200 м3/час, напор- 95м, NДВ - 100квт.)

Насосы типа ЭЦВ по составу и расположению оборудования соответствуют насосам ЭЦН. У них упрощены погружные двигатели, которые выполняются водозаполненными без узлов гидрозащиты. Для них не так опасно попадание вовнутрь пластовой воды, если она не имеет механических или агрессивных примесей. Упрощение достигнуто за счет применения водостойкой изоляции обмотки статора.

Насосы спускаются в обсадную колонну диаметром от 114 до 426мм.

Параметры: мощность от 100 до 500 квт., подача от 1,6 до 670м3/час, напор от 30 до 650м.

Обозначение: ЭЦВ 4 - 1,6 - 30 ( 4- внутренний диаметр обсадной колонны в дюймах, 1,6- подача в м3/час, 30- напор в м.)

ЭЦВ 16 - 670 - 205 (D = 400мм, Q = 670м3/час,H = 205м, N = 500квт)

Часто для закачки используются и пластовые воды ( воды аптского и сеноманского ярусов). Химический состав вод примерно тот же, что, что и у законтурных вод нефтяных месторождений. При их смешивании не выпадает осадок, который мог бы засорять поры пласта.

Воды имеют хорошие вытесняющие и вымывающие свойства по сравнению с поверхностными. В них отсутствует кислород и сероводород. Глубина залегания пластов 700 - 1500м, мощность 300 -500м.(Добыча ЭЦВ).

Использование пластовых вод значительно облегчает подготовку воды для закачки в пласт или исключает её вовсе.

Количество воды , нагнетаемой в пласт, зависит от большого числа факторов и ориентировочно составляет: при площадном заводнении 8 - 10 м3/т добываемой нефти, при законтурном - 1 - 1,5м3/т.

studfiles.net

«Машины и оборудование нефтяных промыслов для воздействия на пласт и подготовки нефти и газа»

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Кафедра «Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов».

Электронный учебник (часть 1). Курс лекций (36 часов)

Составитель: Снарев А. И.

Самара 2013 Введение

Интенсивность притока пластовой жидкости в скважину обуславливается прежде всего давлением в пласте, которое по мере извлечения пластовой жидкости или газа падает. Поэтому для интенсификации притока жидкости и газа необходимо поддерживать пластовое давление.

Метод поддержания пластового давления (ППД) путем законтурного или внутриконтурного нагнетания воды в пласт и базирующийся на нем метод комплексной разработки месторождений, впервые предложенный группой советских ученых во главе с А. П. Крыловым, позволил интенсифицировать добычу нефти и резко увеличить нефтеотдачу пластов.

Для этого необходимо, чтобы с одной стороны фильтрационная характеристика коллектора стала лучше, а с другой - чтобы вязкость жидкости в пласте стала меньше.

Кроме того, для увеличения нефтеотдачи необходимо снизить поверхностное натяжение пластовой жидкости в зоне контакта с горной породой. Отсюда и методы воздействия на пласт:

  • для увеличения проницаемости пласта- гидроразрыв, кислотная обработка, взрывы;

Раздел 1. Основные методы и оборудование для поддержания пластового давления

1.1. Разработка нефтяных залежей с применением методов ппд

Естественная пластовая энергия в большинстве случаев не обеспечивает высоких темпов и достаточной полноты отбора нефти из залежи. Даже при наиболее эффективном водонапорном режиме в процессе разработки залежи пластовое давление начинает снижаться, что указывает на истощение пластовой энергии.

При снижении пластового давления ниже давления насыщения начинается выделение газа из нефти в пласте, увеличивается газовый фактор, напорный режим работы залежи переходит в режим растворенного газа, дебиты скважин резко снижаются.

В залежах, характеризующихся газонапорным режимом, запасы естественной пластовой энергии сравнительно невелики, поэтому пластовые давления в них быстро снижаются.

При режиме растворенного газа всегда наблюдается очень быстрое падение пластового давления, резкое снижение производительности скважин и низкая нефтеотдача пластов.

Наиболее эффективное мероприятие по увеличению темпа отбора нефти из залежи и получению повышенных коэффициентов нефтеотдачи, характерных для напорных режимов - это искусственное поддержание пластовой энергии. Это осуществляется путем закачки в залежь воды или газа.

При поддержании пластовой энергии выявляются следующие преимущества:

  • предотвращается выделение газа в пласте, поскольку пластовое давление поддерживается большим , чем давление насыщения;

  • создаются повышенные давления в зоне пласта, способствующие вытеснению нефти из пропластков с низкой проницаемостью;

В настоящее время наиболее распространены различные по схеме взаимного размещения эксплуатационных и нагнетательных скважин процессы нагнетания воды и газа в пласты. Газ следует нагнетать в газовую шапку, поддерживая напорный режим залежи, или искусственно создавать газовую шапку в пластах, где углы падения пород превышают 10- 15 градусов. Воду в пласт можно закачивать за контуром нефтеносности, на контуре, в центре контура. В некоторых случаях целесообразно применять одновременное нагнетание и воды и газа.

studfiles.net

Г л а в аVi промысловый сбор и подготовка нефти и газа § 1. Схемы сбора и транспорта нефти и газа

Продукция нефтяных скважин представляет собой смесь нефти, газа и пластовой минерализованной воды. Очень часто нефть и вода при интенсивном перемешивании образуют эмульсию — смесь, в которой мелко раздробленные капли воды находятся в нефтяной среде во взвешенном состоянии и поэтому не отстаиваются и не сливаются друг с другом.

В продукции газовых скважин, кроме газа, может содержаться жидкая фаза в виде капелек и паров воды, а в газо-конденсатных скважинах также и жидкие углеводороды. Кроме газа и жидкости, в продукции скважин содержатся механические примеси: частицы песка и глины, выносимые из пласта.

Для сбора нефти и газа, их транспортирования, отделения друг от друга и освобождения от посторонних примесей, а также для замеров добываемой продукции на территории нефтяных промыслов строится система трубопроводов, аппаратов и сооружений, в которых выполняются следующие опе-рации:

1) сбор и замер продукции скважин;

2) отделение (сепарация) нефти от газа;

3) освобождение нефти и газа от воды и механических примесей;

4) транспорт нефти от сборных и замерных установок до промысловых резервуарных парков и газа до компрессорных станций или газораспределительных узлов;

5) обезвоживание (деэмульсация) нефти и в ряде случаев ее обессоливание и стабилизация, т. е. удаление из нее легких углеводородов;

6) удаление из газа ненужных примесей и отбензинивание его;

7) учет добычи нефти и газа и их сдача транспортным организациям.

Единой универсальной схемы промыслового сбора, транспорта и обработки нефти и газа не существует. Все имеющиеся схемы видоизменяются в зависимости от местных условий: географического расположения промысла, расстояния между скважинами, объема добычи, способа эксплуатации скважин, качества добываемой нефти, ее обводненности и т. п.

Тем не менее современные схемы сбора, транспорта и обработки нефти и газа должны отвечать общему основному принципу — предупреждению потерь легких фракций, недопущению контакта нефти с атмосферой и обеспечению наиболее полного отделения от нефти газа, воды и механических примесей.;

Этим принципам наиболее полно отвечают напорные системы с централизованной многоступенчатой сепарацией на нефтесборных пунктах, рассчитанных на обслуживание нефтяных скважин одного или нескольких месторождений данного нефтяного района. При этой системе продукция скважин под действием давления на устье (от 0,6 до 1,0 МПа и выше) через групповую сепарационно-замерную установку ГСЗУ (при необходимости) направляется в сборный коллектор, а затем попадает на централизованную сепарационную установку ЦСУ, расположенную на одной территории с установкой подготовки нефти УПН, товарным парком ТП и в отдельных случаях с газоперерабатывающим заводом ГПЗ. Все эти объекты представляют нефтегазовый комплекс НГК. На ЦСУ происходит трех- или четырехступенчатая сепарация.

Газ из сепараторов I ступени после охлаждения направляется в газопровод и до мест потребления транспортируется под собственным давлением, а газ последующих ступеней поступает на газоперерабатывающий завод ГПЗ.

На рис. 110 приведена одна из схем промыслового сбора нефти и газа, которая в случае необходимости может быть видоизменена или приспособлена к условиям эксплуатации скважин и разработки месторождения. Например, она может быть использована для сбора и транспортирования по самостоятельным каналам обводненной и необводненной нефтей или нефтей двух различных сортов, дополнена установками подготовки газа при газлифтной эксплуатации скважин и т. п. На схеме нефть из скважин 1 по выкидным трубопроводам направляется в групповые замерные установки 2, где производится индивидуальный замер дебита нефти и газа по отдельным скважинам. Во время замера дебитов по какой-либо скважине продукция остальных скважин по обводному трубопроводу направляется в сборный коллектор, по которому смесь нефти и газа транспортируется до сепарационных установок 3 или дожимных насосных станций За (ДНС) — те же сеперационные установки с принудительной откачкой нефти. ДНС применяют в тех случаях, когда давление в системе недостаточно для дальнейшей транспортировки нефти до концевых сепараторов.

Концевые сепараторы 5 располагаются непосредственно на территории центрального пункта подготовки нефти (ЦППН). В них происходит окончательное отделение нефти от газа при давлении, близком к атмосферному. Нефть из концевых сепараторов поступает на установки по подготовке нефти 6, откуда в товарные резервуары 7 и далее в автоматизированную установку по сдаче товарной нефти 8. Если в товарных резервуарах нефть оказалась некондиционной, то она из установки 8 автоматически направляется на повторную обработку в установку 6. Газ из сепарационных установок поступает на прием компрессоров компрессорной станции 9, откуда перекачивается на газобензиновый завод //.

Рис. 110. Напорная система промыслового сбора и подготовки нефти и газа:

/ — нефтепроводы; 2 — газопроводы; 3 — трубопроводы сточной воды; 4 — условные границы технологических элементов системы сбора

Промышленные воды из сепарационных установок, установок по подготовке нефти и резервуаров собираются и по дренажным линиям направляются в установки по подготовке воды 10, откуда очищенные от механических примесей и нефти закачиваются в нагнетательные скважины.

По технологическим признакам всю схему сбора и подготовки нефти, газа и воды можно разбить на следующие элементы: / — первичные сборно-замерные установки; // — сепа-рационные установки первой ступени и дожимные насосные станции; /// — центральный пункт сбора подготовки и сдачи нефти, включающей в себя концевые сепараторы второй и третьей ступеней (если это требуется по технологическому циклу), установки подготовки нефти, резервуарный парк, установки для автоматической сдачи нефти; IV — компрессорные станции для сбора газа и газобензиновый завод; V — пункт подготовки воды для заводнения пластов.

Сепарационные установки в технологической системе сбора нефти и газа применяют для отделения жидкости от газа! измерения расхода жидкой и газовой фаз, бескомпрессорной по-

Рис. 111. Устройство гидроциклонного сепаратора с одной буферной емкостью:

1 — нефтегазовая смесь от скважин; 2 — входной патрубок; 3 — направляющий патрубок; 4 — корпус гидроциклона; 5 — секция перетока; 6 — сливные полки; 7 — механический регулятор уровня; 8 — выход нефти; 9 — заслонка; 10 — люк; 11 — пеноотбойник; 12 — корпус; 13 — каплеотбойники; 14 — решетки; 15 — выход газа

дачи газа на газоперерабатывающий завод и другим потребителям, а также для подачи газонасыщенной нефти под давлением установки или насосов на центральный пункт сбора и подготовки нефти и газа.

Разработано несколько типов сепарационных установок первой ступени сепарации и концевых сепарационных установок.

На рис. 111 показано устройство гидроциклонного сепаратора с одной буферной емкостью. Газовый поток направляется в верхнюю часть буферной емкости, где находится кассета, состоящая из каплеотбойников 13 и двух распределительных решеток 14. Решетки в верхней части буферной емкости предназначены для выравнивания скорости газового потока путем распределения его по всему сечению аппарата и вместе с кап-леотбойниками выполняют функцию по дополнительному улавливанию капелек жидкости.

Газонасыщенная нефть поступает на сливные полки 6 и далее по стенке в нижнюю часть емкости. Сливные полки обеспечивают равномерное поступление нефти в емкость, что уменьшает пенообразование. Движение нефти тонким слоем по полкам способствует отделению нефти от газа. В емкости монтируется механический регулятор уровня 7, связанный с исполнительным механизмом-заслонкой 9, установленной после сепаратора на нефтяной линии. Регулятор обеспечивает в емкости необходимый уровень жидкости, предотвращающий прорыв свободного газа в нефтяной коллектор.

Гидроциклонная головка (рис. 112) - основной элемент сепаратора— представляет собой аппарат с тангенциальным вводом / нефтегазовой смеси, устанавливаемый строго вертикально. Корпус гидроциклона состоит из цилиндрической части 2 и отвода 3, соединенных фланцами 4. Внутри отвода 3 расположены отбойник 5 и козырек 6.

Рис. 112. Гидроциклонная головка

Отделение газа от нефти в гидроциклонной головке происходит следующим образом. Газонефтяной поток, подведенный тангенциально по входному патрубку, приобретает вращательное движение вокруг направляющего патрубка 7 и осевое движение, образуя нисходящий вихрь. Нефть, имеющая большую плотность, чем газ, центробежной силой прижимается к стенкам гидроциклона, а газовый вихрь, вращаясь, движется в центре. Под действием центробежной силы происходит интенсивное выделение из пленки нефти газовой фазы и одновременно очистка ее от жидкости.

В нижней части гидроциклона находится секция перетока 8, которая препятствует смешиванию газа с нефтью при изменении движения потоков с вертикального направления на горизонтальное. Одна часть нефти при своем движении вниз проходит мимо отбойника 5 и непосредственно меняет направление с вертикального на горизонтальное. Другая часть попадает на козырек 6 и по нему перетекает в нижнюю часть отвода. Отбойник 5 препятствует попаданию нефти в газ при движении ее по козырьку.

Газовый поток проходит внутри отбойника и также меняет направление движения с вертикального на горизонтальное. Из гидроциклонной головки уже разделенные газовый и нефтяной потоки поступают в буферную емкость.

Кроме гидроциклонных сепараторов с одной буферной емкостью в системах сбора нефти и газа используются двухем-костные сепараторы, состоящие из двух емкостей — верхний и нижний. В этом случае гидроциклонная головка врезается в верхнюю емкость.

Все одноемкостные и двухемкостные сепараторы имеют несколько типоразмеров с параметрами по производительности от 750 до 5000 м3/сут жидкости и по давлению сепарации — от 0,6 до 4 МПа.

Во всех типах газосепараторов предусмотрены: автоматическое регулирование уровня жидкости; автоматическое отключение установки при аварийном повышении уровня и давлении; 'передача аварийных сигналов на диспетчерский пункт (при наличии системы телемеханики).

Для замера расхода жидкости, проходящей через сепаратор, применяют в основном тахометрические или турбинные счетчики.

studfiles.net

Машины и оборудование нефтяных промыслов (реферат)

Оборудование нефтяных промыслов

ВВЕДЕНИЕ: Оборудование нефтяных промыслов

После окончания третьего курса студенты специальности 17.02.00 “Машины иоборудование нефтяных и газовых промыслов” проходят первуюпроизводственную практику. Местом прохождения этой практики было выбранооткрытое акционерное общество “Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз”, а именно егонефтегазодобывающее управление – ТПДН “Заполярнефть”, которое ведетразработку Вынгапуровского месторождения. В административном отношенииВынгапуровское месторождение расположено в Ямало-Ненецком иХанты-Мансийском автономных округах Тюменской области. Ближайшим крупнымнаселенным пунктом является город Ноябрьск. Непосредственно наместорождении расположен посёлок Вынгапуровский, где в основномпроживают работники ТПДН “Заполярнефть”. Месторождение открыто в 1968году как газовое. В 1978 году обнаружено наличие нефтегазовых залежей.

Работа в должности оператора добычи нефти и газа подразумеваетнаблюдение за работой скважин, участие в осуществлении и поддержаниезаданного режима работы скважин, участие в работах по обслуживаниюнефтепромыслового оборудования, установок и трубопроводов, снятиепоказаний контрольно-измерительных приборов, отбор проб для проведенияанализов.

1. ОРГАНИЗАЦИОННО-ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ СТРУКТУРА ТПДН “ЗАПОЛЯРНЕФТЬ”

Во главе ТПДН “Заполярнефть” стоит начальник. Его непосредственныеподчиненные – это главный геолог, главный инженер, главный технолог изаместитель по общим вопросам. В подчинении главного геолога имеются:отдел разработки (ОР), геологический отдел (ГО), группа моделирования(ГМ) и цех научных и производственных работ (ЦНИПР). Производственныйотдел по добыче нефти (ПОДН), служба главного механика (СГМ), отделохраны труда и пожарной безопасности (ООТиПБ), отдел текущего икапитального ремонта скважин (ОТиКРС), технологическая служба по работевнутрискважинного оборудования (ТСВО) и центральнаяинженерно-технологическая служба (ЦИТС) подчиняются главному инженеру. Введении ЦИТС имеются: цех подземного ремонта скважин, цех добычи нефти игаза №1 (ЦДНГ-1), цех добычи нефти и газа №2 (ЦДНГ-2), цех поддержанияпластового давления (ЦППД) и прокатно-ремонтный цех эксплуатационногооборудования (ПРЦЭО). Главному технологу подчиняются: служба главноготехнолога (СГТ), цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН), газовая служба(ГЗ) и химико-аналитическая лаборатория (ХАЛ).Административно-хозяйственный отдел (АХО), служба обеспеченияпроизводства (СОП), транспортное производство (ТП), участокпогрузочно-разгрузочных работ (УПРР) и ведомственная охрана (ВОХР)являются непосредственными подчиненными заместителя начальника ТПДН пообщим вопросам.

1.1. Цех добычи нефти и газа №2

Цех добычи нефти и газа №2 является производственным подразделением ТПДН“Заполярнефть”.

Целью деятельности ЦДНГ-2 является выполнение производственных плановдобычи нефти и газа в соответствии с заданной технологией.

Исходя из основной цели деятельности ЦДНГ-2 выполняется следующаяосновная задача: разработка нефтяного месторождения, залежей и части ихв соответствии с технологическим проектом разработки (соблюдение нормотбора нефти, газа и жидкости из эксплуатированных объектов) ивыполнение плановых заданий (суточного, месячного, годового) по добыченефти и газа устанавливаемых цеху в соответствии с утвержденным ТПДНпланом, при соблюдении утвержденных технологических режимов скважин идругих производственных объектов.

В соответствии с возложенной основной задачей цех:

составляет, исходя из утвержденных норм отбора нефти, газа и жидкости изэксплуатируемых объектов, технологические режимы работы скважин и другихпроизводственных объектов и представляет их в НГДУ на утверждение.

устанавливает и своевременно доводит бригадам задания по добыче нефти всоответствии с утвержденным цеху плановым заданием и координируетработу бригад;

обеспечивает выполнение плановых заданий по добыче нефти и газа идругих показателей с соблюдением утвержденных технологических режимовработы скважин при наименьших затратах материальных и трудовых ресурсов;

обеспечивает работу эксплуатационных скважин и других производственныхобъектов в строгом соответствии с утвержденными технологическимирежимами;

устанавливает причины отклонений от утвержденных технологических режимовэксплуатационных скважин и других производственных объектов, составляети организует выполнение мероприятий по незамедлительному устранению ипредупреждению этих нарушений;

производит текущий анализ состояния эксплуатационного фонда нефтяных игазовых скважин, составляет и организует осуществление мероприятий посокращению бездействующего и простаивающего фонда скважин, а такжеповышению производительности действующих скважин, анализирует причиныпростоев скважин и ведет учет связанных с этим недоборов добычи нефти игаза;

организует, в соответствии с действующими инструкциями, техническиправильную эксплуатацию скважин, сооружений и коммуникаций, а такжепринятых от баз производственного обслуживания технологическогооборудования и установок, представляет в ТПДН предложение по графикупроведения планово-предупредительных ремонтов;

в аварийных ситуациях организует получение материально-техническихсредств на складах и их доставку на производственные объекты силамицеха;

ведет перв

ukrreferat.com

Оборудование нефтяной и газовой промышленности

Оборудование нефтяной и газовой промышленности

 

6.1. Оборудование для бурения скважин.

6.2. Оборудование для эксплуатации скважин.

6.3. Оборудование для освоения и ремонта скважин.

6.4. Оборудование газонефтеперекачивающих станций.

6.5. Газонефтепродуктопроводы.

6.6. Резервуары для нефти и нефтепродуктов.

 

Нормативные документы:

СНиП 2.05.06-85* «СТРОИТЕЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА. МАГИСТРАЛЬНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ»;

СНиП 2.05.13-90 «НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДЫ, ПРОКЛАДЫВАЕМЫЕ НА ТЕРРИТОРИИ ГОРОДОВ И ДРУГИХ НАСЕЛЕННЫХ ПУНКТОВ»;

СП 105-34-96 «СВОД ПРАВИЛ ПО ПРОИЗВОДСТВУ СВАРОЧНЫХ РАБОТ И КОНТРОЛЮ КАЧЕСТВА СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ»;

РД 39-132-94 «ПРАВИЛА ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ, РЕВИЗИИ, РЕМОНТУ И ОТБРАКОВКЕ НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ»;

СНиП 3.05.05-84 «ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ТРУБОПРОВОДЫ»;

ПБ 03-585-03 «ПОСТАНОВЛЕНИЕ ГОСГОРТЕХНАДЗОРА РФ от 10 июня 2003 г. N 80"ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ПРАВИЛА УСТРОЙСТВА И БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ"»;

ВСН 39-1.10-001-99 «ИНСТРУКЦИЯ ПО РЕМОНТУ ДЕФЕКТНЫХ ТРУБ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ ПОЛИМЕРНЫМИ КОМПОЗИЦИОННЫМИ МАТЕРИАЛАМИ»;

РД 39-12-644-81 «МЕТОДИКА ДЕФЕКТОСКОПИИ ТОРМОЗНЫХ ЛЕНТ БУРОВЫХ ЛЕБЕДОК И ЛЕБЕДОК АГРЕГАТОВ ДЛЯ ПОДЗЕМНОГО И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН»;

РД 39-12-822-82 «МЕТОДИКА НЕРАЗРУШАЮЩЕГО КОНТРОЛЯ ЭЛЕМЕНТОВ УНИВЕРСАЛЬНОГО МАШИННОГО КЛЮЧА»;

РД 34.23.601-96 «РЕКОМЕНДАЦИИПО РЕМОНТУ И БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ И ЖЕЛЕЗОБЕТОННЫХ РЕЗЕРВУАРОВ, ДЛЯ ХРАНЕНИЯ МАЗУТА»;

РД 13-06-2006 «МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ О ПОРЯДКЕ ПРОВЕДЕНИЯ КАПИЛЛЯРНОГО КОНТРОЛЯ ТЕХНИЧЕСКИХ УСТРОЙСТВ И СООРУЖЕНИЙ, ПРИМЕНЯЕМЫХ И ЭКСПЛУАТИРУЕМЫХ НА ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТАХ»;

ГОСТ 25812-83 «ТРУБОПРОВОДЫ СТАЛЬНЫЕ МАГИСТРАЛЬНЫЕ»;

ПБ-03-108-96 «ПРАВИЛА УСТРОЙСТВА И БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ»;

«ПОСТАНОВЛЕНИЕ от 5 июня 2003 г. N 60 ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ПРАВИЛ УСТРОЙСТВА И БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СТАЦИОНАРНЫХ КОМПРЕССОРНЫХ УСТАНОВОК, ВОЗДУХОПРОВОДОВ И ГАЗОПРОВОДОВ»;

«ПОСТАНОВЛЕНИЕ от 9 июня 2003 г. N 76ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ПРАВИЛ УСТРОЙСТВА ВЕРТИКАЛЬНЫХ ЦИЛИНДРИЧЕСКИХ СТАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ»;

«ПОСТАНОВЛЕНИЕ от 27 мая 2003 г. N 43ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ПРАВИЛ БЕЗОПАСНОСТИ ДЛЯ СКЛАДОВ СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ И ЛЕГКОВОСПЛАМЕНЯЮЩИХСЯ ЖИДКОСТЕЙ ПОД ДАВЛЕНИЕМ»;

РД 08-200-98 «ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ»;

РД-08-296-99 «ПОЛОЖЕНИЕ ОБ ОРГАНИЗАЦИИ ТЕХНИЧЕСКОГО НАДЗОРА ЗА СОБЛЮДЕНИЕМ ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ И КАЧЕСТВА СТРОИТЕЛЬСТВА, КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА И РЕКОНСТРУКЦИИ НА ОБЪЕКТАХ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ»;

РД 39-2-787-82 «МЕТОДИКА ДЕФЕКТОСКОПИИ КОНЦОВ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ»;

СТП 01-017-2000 «ДЕФЕКТОСКОПИЯ БУРОВОГО, НЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ И СООРУЖЕНИЙ»;

BCH 004-88 «СТРОИТЕЛЬСТВО МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ»;

ВСН 013-88 «СТРОИТЕЛЬСТВО МАГИСТРАЛЬНЫХ И ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ В УСЛОВИЯХ ВЕЧНОЙ МЕРЗЛОТЫ»;

ПБ 08-624-03 «ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ В НЕФТЯНОЙИ ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ»;

РД 08-195-98 «ИНСТРУКЦИЯ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ДИАГНОСТИРОВАНИЮ СОСТОЯНИЯ ПЕРЕДВИЖНЫХ УСТАНОВОК ДЛЯ РЕМОНТА СКВАЖИН»;

РД 39-12-1150-84 «ТЕХНОЛОГИЯ НЕРАЗРУШАЮЩЕГО КОНТРОЛЯ ВЕРТЛЮГОВ»;

ПБ 09-560-03 «ПРАВИЛА ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ НЕФТЕБАЗ И СКЛАДОВ НЕФТЕПРОДУКТОВ*»;

ГОСТ31385-2008 «РЕЗЕРВУАРЫ ВЕРТИКАЛЬНЫЕ ЦИЛИНДРИЧЕСКИЕ СТАЛЬНЫЕ ДЛЯ НЕФТИИ НЕФТЕПРОДУКТОВ»;

РД 03-420-01 «ИНСТРУКЦИЯ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛЕДОВАНИЮ ЖЕЛЕЗОБЕТОННЫХ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ»;

РД 08-95-95 «ПОЛОЖЕНИЕ О СИСТЕМЕ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ СВАРНЫХ ВЕРТИКАЛЬНЫХ ЦИЛИНДРИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ»;

ПБ 08-622-03 «ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ ДЛЯ ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ЗАВОДОВ И ПРОИЗВОДСТВ»;

ПБ 08-623-03 «ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ РАЗВЕДКЕ И РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯННЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ ШЛЕЙФЕ»;

РД 08-272-99 «ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИК БУРОВОМУ ОБОРУДОВАНИЮ ДЛЯ НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ»;

РД 08-492-02 «ИНСТРУКЦИЯ О ПОРЯДКЕ ЛИКВИДАЦИИ, КОНСЕРВАЦИИ СКВАЖИН И ОБОРУДОВАНИЯ ИХ УСТЬЕВ И СТВОЛОВ»;

РД 153-39.4-075-01 «ПРАВИЛА КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ НА ПЕРЕХОДАХ ЧЕРЕЗ ВОДНЫЕ ПРЕГРАДЫ, ЖЕЛЕЗНЫЕ И АВТОМОБИЛЬНЫЕ ДОРОГИ I - IV КАТЕГОРИЙ».

 

izmerenie.pro

Промысловое оборудование - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Промысловое оборудование

Cтраница 1

Промысловое оборудование установлено на большой территории.  [1]

Обслуживание промыслового оборудования может быть как индивидуальным, так и бригадным.  [2]

Концентрация промыслового оборудования на КСП создает условия для совмещения профессий и сокращения числа работающих.  [3]

Использование промыслового оборудования дает возможность оперативно, без специальных затрат, с достаточной точностью проводить начальные и текущие исследования газокон-денсатных залежей.  [4]

Обслуживание промыслового оборудования может быть как индивидуальным, так и бригадным.  [5]

Использование промыслового оборудования дает возможность оперативно, без специальных затрат, с достаточной точностью проводить начальные и текущие исследования газокон-денсатных залежей.  [6]

Использование промыслового оборудования дает возможность оперативно, без специальных затрат, с достаточной точностью проводить начальные и текущие исследования газоконденсатных залежей.  [7]

При эксплуатации промыслового оборудования н технологических установок опасность для обслуживающего персонала обусловлена следующими основными причинами.  [8]

При обслуживании промыслового оборудования безопасные условия труда обеспечиваются соблюдением основных правил к положений.  [9]

При обслуживании промыслового оборудования безопасные условия труда обеспечиваются соблюдением основных правил и положений.  [10]

В коррозии промыслового оборудования и особенно трубопроводов имеется много специфических вопросов, которые рассматриваются в двух следующих параграфах. В данном параграфе рассмотрены в сжатой форме вопросы, касающиеся коррозии металлов вообще.  [11]

Состояние поверхности промыслового оборудования также играет важную роль в процессе солеотложения. На шероховатой поверхности образуется большее количество частиц твердой фазы, чем на гладкой. Это объясняется каталитической активностью выступов и углублений. Кроме того, часть мелких частиц может срываться потоком жидкости с гладкой поверхности.  [12]

При работе промыслового оборудования происходят остановки агрегатов на ремонт, а также возможны аварии. Это приводит к снижению производительности и ухудшению качества подготовки газа и конденсата. Поэтому для выполнения планов и координации работы технологического оборудования необходимо регулярно получать достоверную информацию о ходе технологических процессов и состоянии оборудования. Контроль состояния основных объектов заключается в обнаружении отклонений их параметров от нормы.  [13]

При эксплуатации промыслового оборудования и технологических установок опасность для обслуживающего персонала обусловлена следующими основными причинами.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru