Добыча нефти и газа

Размещено на http://www.allbest.ru/

Ответы на вопросы, включенные в билеты по подготовке и проведению смотра-конкурса среди операторов по добыче нефти и газа

Билет №1

1. Способы эксплуатации нефтяных скважин (перечислить, кратко охарактеризовать). Основные способы эксплуатации в вашем НГДУ, ТПП

Ответ:

Существуют следующие способы эксплуатации нефтяных скважин:

- Фонтанный способ эксплуатации скважин - величины пластовой энергии достаточно, для подъёма жидкости (нефти) на поверхность. Т.е. забойное давление выше гидростатического.

После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии переходят на механизированные способы эксплуатации скважин, при котором вводят дополнительную энергию извне (с поверхности).

- Газлифтный способ эксплуатации - при котором закачивают попутный газ в затрубное пространство скважины. Газ проходя через перепускной клапан, на определённой глубине, поднимается вверх и увлекает за собой жидкость (нефть). На поверхности газ отделяется от нефти и повторно опять закачиватся в скважину.

- Механизированная (насосная) эксплуатация нефтяных скважин - когда жидкость (нефть) поднимается из скважины с помощью погружных насосов УШГН, УЭЦН, винтовые насосы.

2. НКТ, основные марки, типоразмеры. Основные виды и причины отказов НКТ

Ответ:

Трубы НКТ (Насосно-компрессорные трубы) - используются в эксплуатации нефтяных и газовых скважин, для транспортировки газообразных и жидкообразных веществ, а так же для ремонтных и спуско-подъемных операций.

Трубы НКТ должны обладать достаточной прочностью и надежной герметичностью

Соединений колонн труб;

Соответствовать требованиям износостойкости;

Все трубы НКТ различают по видам:

Труба НКТ гладкая по ГОСТ 633--80/li>

Труба НКТ с высаженными концами АРI 5СТ/li>

Трубы НКТ гладкие высокогерметичные по ГОСТ 633--80/li>

Труба НКТ гладкая с узлом уплотнения из полимерного/li>

Труба НКТ гладкая высокогерметичная/li>

Труба НКТ с повышенной пластичностью/li>

Труба НКТ с повышенной хладостойкостью/li>

Труба НКТ ТУ 14--3-1282--84/li>

Трубы НКТ гладкие

Трубы НКТ гладкие высокогерметичные

Трубы НКТ исполнения А изготовляются из полимерного материала. Трубы НКТ А могут изготавливаться с повышенной пластичностью. Кроме того трубы НКТ обладают повышенной хладостойкостью. Труба НКТ может изготовляться устойчивой к коррозии, для сред с высоким содержанием сероводорода.

Размеры НКТ труб:

Труба НКТ имеет различные размеры - от 6 до 10,5 м. По требованию, труба НКТ может достигать длины 11,5 м. Труба НКТ исполнения А поставляется длиной 9,5--10,5 м. Геометрические размеры труб НКТ соответствуют ГОСТ 633--80. Масса труб НКТ по ГОСТ 633--80. Допустимые отклонения размеров труб НКТ незначительны, это делает их практичными.

Условный наружный диаметр НКТ труб: 60; 73; 89; 114 мм Наружный диаметр: 60,3; 73,0; 88,9; 114,3 ммТолщина стенки: 5,0; 5,5; 6,5; 7,0 ммГруппы прочности: Д, К, Е

Основные виды и причины отказов НКТ:

В связи с постоянными механическими нагрузками и взаимодействиями с агрессивными средами Насосно-Компрессорные трубы НКТ очень сильно подвергаются коррозии, эрозии и истиранию штангами. Вследствии чего разрушается тело трубы, появляется негерметичность и как следствие утечка жидкости. Также возможна коррозия резьбовой части НКТ и полёты НКТ на забой скважины. Борьба с коррозией - применение ингибиторов коррозии.

3. Освоение фонтанных скважин (основные способы, перечислить, кратко охаратеризовать)

Ответ:

Цель освоения - вытеснить жидкость глушения (раствор, вода) из ствола скважины инертным газом, пенами, жидкостью меньшей плотности, чтобы забойное давление стало больше гидрастатического и скважина начала фонтанировать.

Освоение, вызов притока и очистка забоя при освоении фонтанных скважин производятся промывкой скважины, нагнетанием в скважину сжатого азота (или газа), свабированием или комбинацией этих способов. Освоение воздухом запрещается. Расстановка агрегатов и монтаж линии освоения, должен выполняться согласно существующих правил. Освоение в систему сбора - запрещается.

- Путем обратной промывки, так как в этом случае удается обеспечить большую скорость восходящего потока в подъемных трубах и лучший вынос (воды, жидкости глушения или глинистого раствора) с забоя скважины на поверхность. При освоении скважины путем промывки жидкостью, аэрации столба жидкости, нагнетания газа или азота следует предупреждать превышение давления от ожидаемого максимального рабочего, на которое опресована эксплуатационная колонна.

- Свабирование. При освоении фонтанной скважины свабированием коренную задвижку фонтанной арматуры оборудуют штурвалом, который выводят на расстоянии не менее 10 м от устья и защищают щитом. Подъемник, осуществляющий подъем и спуск сваба, устанавливают с наветренной стороны скважины не ближе 25 м от нее. Если для спускоподъемных операций при свабировании используют оборудование буровой установки, то необходимо предусмотреть защиту пульта управления навесом из негорючих материалов.

Все работы по освоению фонтанных скважин должны производиться по утверждённому плану с указанием ответственных лиц.

4. Первая медицинская помощь при ожогах

Ответ:

В зависимости от повреждающего фактора ожоги разделяют на термические (горячей жидкостью, пламенем, раскаленным металлом), электрические и химические.

По глубине поражения выделяют 4 степени: I степень - покраснение и отек кожи, II степень - на фоне покраснения и отека кожи образуются пузыри, наполненные жидкостью, III степень - некроз кожи, IV степень - некроз кожи и подкожной клетчатки, мышц, костей. Площадь ожогов ориентировочно определяется с помощью правила девяток и правила ладоней. Площадь ладони взрослого человека составляет около1 % площади тела. По правилу девяток крупные части тела составляют 9 или 18 % площади поверхности тела. Например, поверхность головы и шеи, поверхность руки составляют по 9 %, поверхность ноги, передняя поверхность туловища - по 18 %. Ожоги считаются тяжелыми, если общая поверхность повреждений составляет более 10 %.

Помощь при ожогах:

Первый Ваш шаг должен быть направлен на прекращение повреждающего действия термического агента. Горящую одежду надо либо сорвать, либо накинуть на нее одеяло. Затем Необходимо срезать (не снимать!) одежду и сбросить ее. Для быстрого охлаждения кожи при термических ожогах лучше всего обливать ее холодной водой. При химических ожогах пораженную кожу сначала обмойте большим количеством воды в течение 10 - 30 мин, а затем - нейтрализующими растворами: при ожогах кислотами - раствором соды, при ожогах щелочами - слабым раствором уксусной кислоты. Дать пострадавшему 1 - 2 г ацетилсалициловой кислоты и 0,05 г димедрола. Если площадь ожога превышает 15 %, дайте пострадавшему выпить не менее 0,5 л воды с пищевой содой и поваренной солью (1/2 ч.л. соды и 1 ч.л. соли на 1 л воды). На ожоговые раны наложить сухие стерильные повязки и срочно госпитализировать пострадавшего.

5. Цели политики ОАО «РИТЭК» в области промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды

Ответ:

Основными целями и задачами ОАО "РИТЭК" в области промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды являются:

рациональное использование природных ресурсов;

охрана здоровья и безопасность персонала ОАО "РИТЭК" и населения, проживающего в районах деятельности ОАО "РИТЭК";

достижение уровня промышленной и экологической безопасности, соответствующего современному состоянию развития науки, техники и общества;

повышение промышленной и экологической безопасности производственных объектов ОАО "РИТЭК", снижение негативного воздействия на окружающую среду за счет повышения надежности, обеспечения безопасной и безаварийной работы технологического оборудования;

определение основных направлений при разработке и реализации Программ природоохранных мероприятий и Программ промышленной безопасности, улучшения условий труда, защиты от чрезвычайных ситуаций;

стабилизация и последующее сокращение удельных показателей выбросов загрязняющих веществ в атмосферу, количества сбросов сточных вод, объемов образования отходов, а также снижение токсичности выбросов, за счет внедрения новых прогрессивных технологий, оборудования, материалов и повышения уровня автоматизации управления технологическими процессами;

снижение техногенной нагрузки на окружающую среду от вновь вводимых объектов посредством улучшения качества подготовки предпроектной и проектной документации и проведения ее экологической экспертизы и экспертизы промышленной безопасности в ОАО "РИТЭК";

создание и реализация эффективной системы производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности, охраны труда, здоровья и окружающей среды на объектах ОАО "РИТЭК

Билет №2

1. Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин. Условия фонтанирования скважин. Оборудование фонтанных скважин. Регулирование режима работы фонтанных скважин

Ответ:

Фонтанная эксплуатация - самый дешёвый способ эксплуатации нефтяных скважин. Жидкость на поверхность поднимается за счёт пластовой энергии. Условие фонтанирования - это когда забойное давление выше сумм гидрастатического давления, давления на преодоления местных сопротивлений по подъёму жидкости на поверхность и давлению в системе сбора.

Фонтанные скважины оборудуются фонтанной арматурой. Условия работы фонтанной арматуры определяются:

давлением газов и газонефтяной среды со стороны скважины;

наличием мехпримесей и скоростью его движения в арматуре;

характером фонтанирования;

химическим составом газа и нефти и их температурой.

Для удовлетворения различным условиям фонтанирования арматуру изготовляют по разным схемам.

Устье скважины заканчивается колонной головкой, которая обвязывает, т.е. соединяет между собой техническую и обсадную (эксплуатационную) колонны, и герметизирует пространство между ними. На верхний фланец колонной головки устанавливают фонтанную арматуру с манифольдом. В свою очередь, фонтанная арматура состоит из трубной головки и елки.

Трубная головка предназначена для подвески одного или двух рядов подъемных труб, их герметизации, а также позволяет выполнять технологические операции при освоении, эксплуатации и ремонте скважин. Колонны подъемных труб подвешивают к трубной головке на резьбе или муфте. В первом случае при однорядной конструкции лифта трубы подвешивают на стволовой катушке; при двухрядной внутренний ряд труб - на стволовой катушке, а наружный - на тройнике трубной головки. Во втором случае при однорядной конструкции лифта трубы подвешивают на муфтовой подвеске, устанавливаемой в крестовике трубной головки; при двухрядной для внутреннего ряда труб муфтовую подвеску устанавливают в тройнике трубной головки, а для наружного - в крестовике.

Фонтанная елка предназначена для направления потока продукции через манифольд и выкидную линию на замерную установку, для регулирования режима эксплуатации и контроля за работой скважины путем спуска глубинных приборов.

Фонтанная арматура с выкидной линией соединяется мани-фольдом, который включает запорные и предохранительные устройства, тройники и другие элементы. Запорные устройства в фонтанной арматуре применяют двух типов: прямоточные задвижки с уплотнительной смазкой и пробковые краны.

В зависимости от условий эксплуатации арматуру изготовляют для некоррозионных и коррозионных сред, а также для холодной климатической зоны.

Для регулирование режима работы фонтанных скважин, на боковых струнах фонтанной елки устанавливаются регулируемые дроссели или штуцеры.

Так же фонтанная арматура снабжена манометрами, для контроля за текущими давлениями в скважине.

2. Штанги (назначение типоразмеры). Причины обрывов и отворотов штанг

Ответ:

Предназначены для передачи поступательного или вращательного движения от наземного привода к скважинному насосу при добыче нефти. Штанги представляют собой металлический стержень круглого сечения, на концах которого высажены головки, заканчивающиеся резьбой. Для предохранения от износа штанг, муфт и насосно-компрессорных труб штанги могут оснащаться центраторами различных типов, а для снятия парафиновых отложений дополнительно подвижными скребками. Штанги насосные класса "D" (по спецификации API) обладают павышенными прочностными и антикорозийными свойствами и по своему качеству не уступают продукции известных зарубежных компаний.

Cтандарт	ТУ 3665-007-002175515-98
Типоразмер	ШН 5/8"	ШН 3/4"	ШН 7/8"	ШН 1"	ШН 1 1/8"
Диаметр, мм	15,88	19,05	22,23	25,40	28,58
Длина, мм	8000, 9140
Укороченная длина	Любая от 500 мм по требованию Заказчика
Подгоночные штоки, мм	менее 500 мм

Для уменьшения износа штанговой колонны и труб НКТ, на штангах рекомендуется использование центраторов. Центраторы могут быть неподвижными, устанавливаемые непосредственно на тело штанги методом литья под давлением. Центраторы вращающиеся, размещаются между упорами на теле штанги и могут вращаться на теле штанги. Кроме защиты от износа, центраторы препятствуют образованию отложений внутри труб НКТ и повышают межремонтный срок эксплуатации скважины.

Расследование обрывов (отворотов) штанг, полированных штоков производится комиссией по разбору причин преждевременных отказов ГНО в составе:

- технолог ЦДНГ (председатель комиссии);

- представитель ПКРС;

- представитель ЦБПО (кроме обрывов (отворотов) полированных штоков).

Расследование обрывов (отворотов) штанг, полированных штоков производится на устье в светлое время суток. Оборудование, извлеченное из скважины в ночное время суток, укладывается на мостки отдельно от остального ГНО для дальнейшего расследования.

Комиссией проверяется:

- факт наличия обрыва (отворота) (в процессе эксплуатации или при подъеме компоновки штанг);

- компоновка поднятых штанг (соответствие фактической и расчетной компоновки; наличие новых или ремонтных штанг; состояние компоновки; состояние полированного штока);

- фрагмент штанги, на которой произошел обрыв (отворот).

Комиссией составляется акт (приложение 1) с указанием причины обрыва (отворота) штанг, полированного штока.

Комиссия устанавливает причину обрыва (отворота) штанг, полированного штока на основании результатов осмотра образца штанги, данных по эксплуатации ШГН, других данных по скважине.

Причины обрывов штанг:

- обрыв штанг из-за неправильно подобранной или скомпонованной подвески штанг;

- обрыв штанг из-за истирания муфт;

- обрыв штанг из-за усталостного разрушения металла;

- обрыв штанг из-за коррозионного износа металла;

- обрыв штанг из-за заклинивания плунжера или наличия гидрато-парафино-отложений.

Причины отворотов штанг:

- недоворот штанг в процессе ТРС, КРС;

- скручивание (раскручивание) канатной подвески в процессе работы и т.д.

ЦДНГ, после определения причины обрыва (отворота) штанг планирует проведение соответствующих мероприятий:

- смена компоновки штанг;

- использование в компоновке скребков, центраторов, и т.п.;

- утяжеление низа компоновки штанг и другие мероприятия.

Окончательное заключение о причине обрыва (отворота) штанг, полированных штоков и виновниках дает комиссия по расследованию причин преждевременных отказов ГНО в соответствии Регламентом расследования причин отказов глубинно-насосного оборудования, не отработавшего гарантийный срок.

3. Вывод на режим скважин, оборудованных УЭЦН

Ответ:

После проверки готовности наземного оборудования, определения Нст. и расчета времени до появления подачи производится запуск УЭЦН. В случае срабатывания защиты по перегрузу при запуске, разрешается произвести не более двух повторных включений с интервалом времени не менее 2-3 минут.

Если при первом запуске установка не разворачивается, разрешается произвести перефазировку и запустить установку с противопложным вращением. В случае, если установка запустилась, дать ей отработать 3-5минут, и произвести смену вращения на первоначальное. В случае «неразворота» УЭЦН на обоих вращениях на скважину выезжает комиссия по расследованию причин отказов УЭЦН, не отработавших гарантийный срок. После проведения соответствующих технологических операций (запуск с повышенным напряжением, замер тока токоизмерительными клещами и т. д.) при отрицательном результате комиссия принимает решение по подъему УЭЦН.

При работе УЭЦН с повышенной токовой нагрузкой, освоение должно идти циклически с продолжительностью работы и остановок, приведенных в таблице 1. Этот метод применяется при невозможности заменить жидкость глушения на воду или нефть в случаях, если ток электродвигателя продолжительное время не устанавливается в пределах номинального. Решение о дальнейшем выводе на режим и эксплуатации принимает начальник участка ЭПУ "Энергонефть" по заявке ЦДНГ.

эксплуатация нефтяная скважина месторождение

Таблица 1

Параметры работы УЭЦН	Рабочий ток К=1,1-1,4
	1,1	1,2	1,3	1,4
Продолжительность работы в минутах	60	40	30	10
Продолжительность остановки на охлаждение ПЭД	90	60	45	30

При отсутствии подачи, после истечения расчетного времени, следует остановить УЭЦН для охлаждения ПЭД на время, равное времени предыдущей работы, а затем запустить, изменив направление вращения. Если и в этом случае подача отсутствует, производится опрессовка колонны НКТ ЦА-320 с представителем ЦДНГ. При опрессовке не следует допускать увеличение давления на буфере более 40 - 50 кгс/см2. По результатам опрессовки НКТ, проверки правильности определения времени до появления подачи, старший технолог (заместитель начальника ЦДНГ) после выезда на скважину принимает решение по подъему УЭЦН по согласованию с начальником (заместителем начальника) ПТО по добыче нефти и газа НГДУ.

Если расчетное время до появления подачи составляет более 1 часа, то УЭЦН необходимо остановить на охлаждение не менее чем на 1,5 часа.

После появления подачи и определения правильности вращения УЭЦН начинается процесс освоения скважины.

после запуска установки дайте ей отработать не более 1 часа и остановите на 1,5 часа на охлаждение, так как за время работы установка будет откачивать жидкость, расположенную выше приема насоса и при этом ПЭД не будет охлаждать потоком откачиваемой жидкости;

через 1,5 часа вновь запустите установку. Перед запуском отрегулируйте аппараты защиты наземного электрооборудования на среднюю величину рабочего тока по данным предыдущего запуска;

если после отключения установки уровень в скважине не восстанавливается, то вновь отработайте не более одного часа и повторяйте чередование остановок и запусков до тех пор, пока не начнется процесс восстановления уровня жидкости в скважине. В процессе работы контролируйте величину рабочего тока двигателя;

если начался процесс восстановления уровня жидкости в скважине, то необходимо контролировать его восстановление (снимать КВУ) с целью определения притока из пласта и минимально необходимой скорости жидкости на приеме насоса для охлаждения ПЭД (приложение 4, 5). При снятии КВУ необходимо учесть возможные перетоки жидкости из НКТ в затрубное пространство;

если объем притока и скорость меньше допустимых, то продолжается циклическое освоение. Если объем притока и скорость жидкости будут больше или равны достаточным для охлаждения ПЭД, то время последующей работы установки не лимитируется, но при условии, что Ндин не будет ниже Ндоп и подача будет не ниже минимально допустимой;

в случае длительного вывода на режим необходимо производить штуцирование УЭЦН на устье для создания долговременной депрессии на пласт и увеличения периода откачки или обеспечения безостановочной работы, но при условии, что объем притока и скорость жидкости будет достаточна для охлаждения ПЭД.

Таблица 2

Типоразмер УЭЦН	50	80	125	160	200	250	400
диаметр штуцера	6	8	8	10	10	12	17

Примечание: не рекомендуется ограничивать подачу насоса при первом запуске, т.к. в этих случаях насос длительное время отбирает жидкость из затрубья, что приводит к перегреву ПЭД вследствие недостаточного охлаждения.

Особенности вывода на режим скважин, оборудованных разными типоразмерами УЭЦН.

УЭЦН - 10, 20, 25, 30. Перед выводом на режим желательно произвести смену объема жидкости глушения скважины (на глубину подвески НКТ) на нефть. Для сокращения времени вызова подачи разрешается заполнение колонны НКТ жидкостью глушения, при условии, что обратный клапан ЭЦН герметичен. Если при заполнении НКТ наблюдаются перетоки в затрубное пространство необходимо дать жидкости уравновесится, чтобы не получить клин насоса при запуске из-за его обратного турбинного вращения. Если после второго - третьего цикла "запуск - остановка" (1 ч х 1,5 ч) наблюдается восстановление Ндин, то можно увеличить период запуска до 3 часов, при условии, что за этот период Ндин будет не ниже Ндоп, с последующей остановкой на охлаждение на 2 часа.

УЭЦН - 50. Когда после первого - второго цикла "запуск - остановка" (1 ч х 1,5 ч) наблюдается восстановление Ндин и по пересчету КВУ приток из пласта составляет до 50 % жидкости, необходимой для охлаждения ПЭД. Разрешается увеличить период запуска до 3 часов, при условии, что за этот период Ндин будет не ниже Ндоп, с последующей остановкой на охлаждение на 2 часа. В случае, если приток из пласта 50% и более номинального объема жидкости необходимой для охлаждения ПЭД, УЭЦН - 50 выводят на режим без остановок, останавливая его по минимально допустимому Q или по Ндоп.

УЭЦН - 80 и выше. Если в течении первого часа работы по Ндин наблюдается приток из пласта менее 50 % жидкости необходимых для охлаждения ПЭД, УЭЦН останавливают на охлаждение и приток. При последующих запусках, если приток менее 50 % - 3 часа работы и остановка на 2 часа. Если приток более 50 % УЭЦН не останавливают, критериями для остановки являются минимально допустимый Q или Ндоп.

УЭЦН считается выведенным на режим, если за последние 2 часа работы не наблюдается снижение дебита, тока, динамического уровня и в затрубном пространстве давление газа выше нуля.

Оператор ЦДНГ (ЦНИИПР), занимающийся освоением скважины, заполняет карточку вывода скважины на режим (приложение 1), параметры заносятся через каждые 15 минут (для ЭЦН 250 и выше каждые 5 минут). Дебит замеряется с периодичностью 1 час. Появление нефти из пробоотборника не является показателем того, что пласт включился в работу (в процессе глушения скважины может произойти неполное замещение жидкостью глушения объема скважины). Показателем того, что происходит приток из пласта является появление газа в затрубном пространстве.

Ответственным за вывод скважин на режим является оператор ЦДНГ (ЦНИИПР), контроль за выводом на режим осуществляет старший технолог ЦДНГ (заместитель начальника цеха по производству) - в их отсутствие дежурный ИТР по ЦДНГ.

Запрещается запуск УЭЦН и вывод её на режим при:

отсутствии гарантийного паспорта;

отсутствии уровнемера;

неработающем замерном устройстве;

несоответствии сечения кабеля от ТП до СУ и СУ до ТМПН;

неисправности или отсутствии манометра на буфере;

неисправности или отсутствии обратного клапана на затрубье;

наличие отклонения от ГОСТа напряжения в сети 0,4 кВ;

нарушение заземления электрооборудования или его исполнение с грубым нарушением ПУЭ;

дебит ниже минимально-допустимой и выше максимальной производительности УЭЦН (приложение 2) или при Ндин ниже Ндоп.

Категорически запрещается оставлять УЭЦН в работе в момент вывода на режим без контроля.

Через 12-18 часов после вывода на режим производится контрольный замер динамического уровня.

После вывода скважины, оборудованной УЭЦН на установившейся режим работы технолог ЦДНГ заполняет в гарантийном паспорте (приложение 6) пункт 3 "Вывод на режим".

После 1-2 суток работы УЭЦН в установившемся режиме представитель "Энергонефть" производит подбор оптимального напряжения питания ПЭД, настройку защит и делает записи об этом в гарантийном паспорте.

4. Первая медицинская помощь при остановке дыхания

Ответ:

Для спасения жизни человека при многих несчастных случаях и внезапных заболеваниях, сопровождающихся остановкой дыхания, прибегают к искусственному дыханию.

Вначале необходимо освободить тело пострадавшего от стесняющей его одежды: расстегнуть ворот (у женщины -- бюстгальтер), снять галстук, пояс и т.п. Из полости рта пальцем, обёрнутым носовым платком, удалить слизь, кусочки пищи, сгустки крови, зубные протезы -- всё, что может быть механической помехой дыханию. Затем способом «рот в рот» или «рот в нос» вдувают воздух в дыхательные пути пострадавшего. Под его плечи кладут валик из одежды или подушку, голову запрокидывают подбородком кверху, выдвигая вперёд нижнюю челюсть, чтобы вдуваемый воздух попадал в лёгкие, а не в желудок. Оказывающий помощь при этом находится сбоку от пострадавшего, одной рукой зажимает нос, другой открывает рот, слегка надавливая на подбородок (рот желательно накрыть марлей или бинтом), делает глубокий вдох, плотно прижимает губы к открытому рту пострадавшего и через марлю энергично выдыхает, затем отводит своё лицо в сторону, ожидая «выдоха» пострадавшего.

При способе «рот в нос» соответственно зажимают ладонью рот пострадавшего или прижимают пальцем нижнюю губу к верхней. За 1 мин необходимо сделать 12--15 энергичных вдуваний. Искусственное дыхание надо делать долго и настойчиво, пока у пострадавшего не восстановится самостоятельное дыхание или не прибудет медицинская помощь.

5. Задачи политики ОАО «РИТЭК» в области промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды

Ответ:

Для достижения поставленных целей и задач ОАО "РИТЭК" принимает на себя обязательства:

применять весь комплекс предупредительных мероприятий по исключению возможности возникновения аварийных ситуаций с учетом понимания того, что любая намечаемая или осуществляемая производственно-хозяйственная деятельность ОАО "РИТЭК" представляет собой потенциальную опасность;

соблюдать приоритетность планируемых и реализуемых действий и мер, связанных с предупреждением (предотвращением) воздействия на окружающую среду, персонал и население, перед мерами по ликвидации последствий такого воздействия;

принимать и реализовывать любые управленческо-производственные решения с обязательным учетом экологических аспектов и опасных факторов намечаемой деятельности, производимой продукции и оказываемых услуг;

определять отдельной строкой в бизнес-плане ОАО "РИТЭК" и ежегодно выделять необходимые средства для финансирования работ по промышленной безопасности, охране труда и окружающей среды;

добиваться последовательного непрерывного улучшения характеристик и показателей воздействия осуществляемой деятельности, продукции и услуг на окружающую среду, персонал ОАО "РИТЭК" и население, а также использование природных ресурсов с ориентацией на современный уровень развития науки, техники и общества;

проводить постоянную, целенаправленную работу по снижению потерь нефти и попутного нефтяного газа, загрязняющих окружающую среду;

требовать от подрядчиков, ведущих работы для ОАО "РИТЭК", применения тех же стандартов и норм в области промышленной и экологической безопасности, охраны труда и здоровья, которые приняты в ОАО "РИТЭК";

обеспечивать соблюдение требований федерального, регионального и местного законодательства, международных соглашений, отраслевых и корпоративных нормативных требований, регламентирующих деятельность нефтяных компаний в области промышленной безопасности, охраны труда, окружающей среды;

обеспечивать обоснованную оценку производственных рисков, их страхование, разработку, реализацию и контроль мер по их снижению;

добиваться постоянного улучшения качества окружающей среды в районах деятельности ОАО "РИТЭК", влияющей на здоровье персонала и населения;

обеспечивать высокое качество проведения экспертизы проектной документации в ОАО "РИТЭК" для вновь вводимых производственных объектов и планируемых видов хозяйственной деятельности;

осуществлять последовательное привлечение всего персонала ОАО "РИТЭК" к активному участию в работах по промышленной и экологической безопасности, охране труда и здоровья, ресурсосберегающей деятельности, внедрение мер стимулирования этого участия, а также централизованное обучение и повышение квалификации сотрудников ОАО "РИТЭК" в указанных областях;

осуществлять информирование и поддерживать открытый диалог о деятельности ОАО "РИТЭК" в области промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды со всеми заинтересованными сторонами (общественность, органы исполнительной власти и др.).

Билет №3

1. Компрессорная эксплуатация скважин (газлифт). Наземное и подземное оборудование. Принцип действия компрессорного подъёмника

Ответ:

После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии переходят на 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. Газлифт (эрлифт) -- система, состоящая из эксплуатационной (обсадной) колонны труб и опущенных в нее НКТ, в которой подъем жидкости осуществляется с помощью сжатого газа (воздуха). Иногда эту систему называют газовый (воздушный) подъемник. Способ эксплуатации скважин при этом называется газлифтным. По схеме подачи от вида источника рабочего агента -- газа (воздуха) различают компрессорный и безкомпрессорный газлифт, а по схеме действия -- непрерывный и периодический газлифт.

В затрубное пространство нагнетают газ высокого давления, в результате чего уровень жидкости в нем будет понижаться, а в НКТ -- повышаться. Когда уровень жидкости понизится до нижнего конца НКТ, сжатый газ начнет поступать в НКТ и перемешиваться с жидкостью. В результате плотность такой газожидкостной смеси становится ниже плотности жидкости, поступающей из пласта, а уровень в НКТ будет повышаться. Чем больше будет введено газа, тем меньше будет плотность смеси и тем на большую высоту она поднимется. При непрерывной подаче газа в скважину жидкость (смесь) поднимается до устья и изливается на поверхность, а из пласта постоянно поступает в скважину новая порция жидкости. Дебит газлифтной скважины зависит от количества и давления нагнетаемого газа, глубины погружения НКТ в жидкость, их диаметра, вязкости жидкости и т.п. Конструкции газлифтных подъемников определяются в зависимости от числа рядов насосно-компрессорных труб, спускаемых в скважину, и направления движения сжатого газа.

По числу спускаемых рядов труб подъемники бывают одно- и двухрядными, а по направлению нагнетания газа -- кольцевыми и центральными.При однорядном подъемнике в скважину спускают один ряд НКТ. Сжатый газ нагнетается в кольцевое пространство между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами, а газожидкостная смесь поднимается по НКТ, или газ нагнетается по насосно-компрессорным трубам, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству. В первом случае имеем однорядный подъемник кольцевой системы, а во втором -- однорядный подъемник центральной системы.

Подземное оборудование для газлифта: НКТ, пакеры, перепускные клапана.

Наземное оборудование: Фонтанная арматура, манифольды, компрессорная станция, сепарационная установка (сеперация газа от жидкости).

2. Установки для замера дебита скважин (перечислить, назвать основные отличия). Устройство и принцип работы АГЗУ «Спутник -А»

Ответ:

Установка АГЗУ «Спутник -А» предназначена для автоматического измерения количества жидкости, добываемой из нефтяных скважин, с последующим определением дебита скважин.

Установка осуществляет контроль за работой скважин по наличию подачи жидкости.

Установка состоит из: переключатель скважин ПСМ, обогреватель электрический, гидропривод, заслонка, клапан предохранительный, сепаратор замерный, регулятор расхода, счетчик жидкости турбинный ТОР, клапан обратный, байпас, манометр электроконтактный, вентилятор, трубопровод общий, блок управления индикации (БМА), задвижки и шаровые краны.

Принцип действия:

Продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в ПСМ. При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется в сепаратор, а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод. В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора.

С помощью регулятора расхода и заслонки, соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивает циклическое прохождение накопившейся жидкости через ТОР1 50(10) с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями.

За время продавки жидкость проходит через счетчик ТОР и направляется в общий трубопровод.

Счетчик ТОР выдает на БУИ импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения.

Управление переключением скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики.

При срабатывании реле включается электродвигатель ГП-2 и в системе гидравлического управления повышается давление.

Привод переключателя ПСМ под воздействием давления гидропривода ГП-2 перемещает поворотный патрубок переключателя и на измерение подключается следующая скважина.

Длительность измерения определяется установкой реле времени. Время измерения устанавливается на промысле в зависимости от конкретных условий дебита скважины, способов добычи, состояния разработки месторождений и др.

В установках предусмотрена возможность контроля работы скважин по отсутствию (за определенное время) сигналов от счетчика ТОР.

Установка имеет электрическое освещение, обогреватели, принудительную вентиляцию. Щитовое помещение имеет естественную вентиляцию и электрические нагреватели.

3. Вывод на режим скважин, оборудованных УШГН

Ответ:

Перед проведением пробного запуска УШГН осуществляется опрессовка колонны НКТ насосным агрегатом типа ЦА-320, при этом нагнетательная линия агрегата подсоединяется непосредственно к колонне НКТ, устьевая арматура должна быть разобрана, чтобы исключить воздействие избыточного давления на устьевой сальник. Допускается опрессовка колонны НКТ самой установкой ШГН при условии если расчетное давление опрессовки не превышает 4 МПа (40 кгс/см2). Пробный запуск УШГН после ТРС, КРС производится круглосуточно оператором ЦДНГ (ЦНИПР) в присутствии представителя бригады ТКРС. При этом снимается динамограмма, замеряется дебит. По результатам опрессовки колонны НКТ и пробного запуска, ЦДНГ принимает решение о переезде бригады. Участники заполняют 2 (динамограмма) и 3 разделы гарантийного паспорта ШГН.

Вывод ШГН на режим производится оператором ЦДНГ (ЦНИПР), при необходимости, совместно с оператором ЦНИПР (ЦДНГ).

Время подъёма жидкости до устья:

мин.,

где Нст - статический уровень в скважине, м;

П - коэффициент, равный 2 для НКТ 60 мм, 3 для НКТ 73 мм, 4,5 для НКТ 89 мм;

- фактическая подача ШГН, м3/сут.;

кп - коэффициент подачи ШГН, при расчете времени до появления подачи после ТРС, КРС принимается коэффициент подачи равный коэффициенту подачи ШГН до ремонта при установившемся режиме работы скважины.

Расчет времени за которое ШГН может откачать жидкость до минимально допустимого динамического уровеня:

мин.,

где Нсп - глубина спуска ШГН, м;

Sк - площадь кольцевого пространства между эксплуатационной колонной и НКТ, см2.

После запуска ШГН скважина оставляется в работе на рассчитанное время. Если расчетное время превышает 12 часов, то контроль за работой ШГН осуществляется каждые 12 часов. После истечения расчетного времени, оператор ЦДНГ (ЦНИПР) производит замер дебита, динамического уровня. В случае если динамический уровень опустился ниже допустимого, то скважину необходимо остановить на приток до восстановления минимального динамического уровня. В случае если после проведения двух данных операций уровень продолжает опускаться ниже минимального, то необходимо произвести корректировку параметров работы станка-качалки. В случае если, динамический уровень, не достиг минимально допустимого, то он отслеживается в течение 2 часов, при этом, если динамический уровень понижается, то производится расчет времени по формуле и скважина оставляется в работе до следующего замера.

ШГН считается выведенным на режим, если за последние 2 часа работы не наблюдается изменение дебита, динамического уровня и в затрубном пространстве давление газа выше нуля. Наличие газа является показателем того, что происходит приток из пласта и пласт, включился в работу. Через 12-18 часов работы производится контрольный замер динамического уровня.

Процесс вывода ШГН на режим фиксируется оператором ЦДГН (ЦНИПР) в 3 разделе гарантийного паспорта.

Запрещается вывод скважины на режим:

- с неисправным АГЗУ;

- без замера дебита;

- без замера динамического уровня;

- без снятия динамограммы.

4. Первая медицинская помощь при ушибах

Ответ:

Первая медицинская помощь сразу же посла ушиба должна быть направлена на уменьшение боли и кровоизлияния в ткани. С этой целью применяют холод и накладывают давящую повязку. На область ушиба накладывают холодную примочку или на давящую повязку кладут пузырь со льдом, грелку с холодной водой, бутылку со снегом, кусочками льда или холодной водой. При наличии на месте ушиба ссадин примочки делать не следует. Ссадину смазывают йодом, на место ушиба накладывают стерильную давящую повязку, а на нее кладут пузырь со льдом. Ушибленной части тела создают покой: руку подвешивают на косынке; при значительном ушибе ноги запрещают ходить, придают ноге приподнятое положение.

5. Значимые экологические аспекты в деятельности предприятия

Ответ:

- Снижение эффективности Системы УПБ,ОТиОС.

- Риск попадания нефтепродуктов на почву в результате разрушения обвалования.

- Риск попадания нефтепродуктов на почву в результате переполнения карт

накопителей технологических отходов.

- Загрязнение почвы при хранении нефтешлама.

- Попадание нефтепродуктов на почву. Последствия порывов нефтепровадов.

Билет №4

1. Эксплуатация скважин установками штанговых глубинных насосов (УШГН). Наземное и подземное оборудование УШГН. Принцип работы насоса

Ответ:

Принудительный подъем нефти из скважин с помощью насосов является наиболее продолжительным в жизни месторождения. Одним из разновидностей этого способа является добыча нефти установками штанговых глубинных насосов (УШГН). УШГН представляет собой поршневой насос одинарного действия, шток которого связан колонной штанг с наземным приводом станком-качалкой. Последний включает в себя кривошипно-шатунный механизм, преобразующий вращательное движение первичного двигателя в возвратно-поступательное движение и сообщает его колонне штанг и плунжеру насоса. Осуществление способа производится с помощью установки, схема которой приведена. Подземное оборудование составляют: насосно-компрессорные трубы, насос, штанги, устройства для борьбы с осложнениями. К наземному оборудованию относится привод (станок-качалка), устьевая арматура, рабочий монифольд. Установка работает следующим образом. При ходе плунжера вверх в цилиндре насоса снижается давление и нижний (всасывающий) клапан поднимается, открывая доступ жидкости (процесс всасывания). Одновременно столб жидкости, находящийся над плунжером, прижимает к седлу верхний (нагнетательный) клапан, поднимается вверх и выбрасывается из НКТ в рабочий монифольд (процесс нагнетания). При ходе плунжера вниз верхний клапан открывается нижний клапан давлением жидкости закрывается, а жидкость находящаяся в цилиндре, перетекает через полый плунжер в НКТ.

Конструкция штангового насоса: Скважинный насос состоит из цилиндра, поршня и клапанов всасывающего и нагнетательного. При ходе поршня вверх в цилиндре насоса создается разряжение, в результате которого давление жидкости вне насоса оказывается выше, чем внутри. Это вынуждает всасывающий клапан открываться и впустить в цилиндр насосов порцию жидкости. Одновременно, находящаяся над поршнем жидкость оказывает давление на нагнетательный клапан, прижимая его к седлу, и вместе с поршнем перемещается вверх. Через определенное количество ходов вверх (циклов) произойдет заполнение колонны насосно-компрессорных труб и жидкость начнет поступать в устьевой трубопровод. При ходе вниз плунжер в насосах данного типа не совершает работы по подъему жидкости: происходит сжатие заполнившей цилиндр жидкости, закрытие всасывающего и открытие нагнетательного клапанов и переток жидкости из подпоршневой и надпоршневую область насоса. Несмотря на большое количество созданных в настоящее время конструкций скважинных поршневых насосов, их можно разделить на два класса - не вставные и вставные. Вставные насосы по принципу действия не отличаются от не вставных. Отличием является их монтаж в скважине: насос фиксируется на заданной глубине в замковой опоре, устанавливаемой заранее в насосно-компрессорных трубах перед их спуском в скважину. Замковая опора состоит из опорного кольца и пружинного якоря, устанавливаемых в специальной опорной муфте и зажимаемых сверху переводником. Насос имеет конус, сверху крепящийся к направлению штока, а снизу к упорному ниппелю. Конус садится на опорное кольцо в НКТ, ниппель, разжимая пружины якоря, обхватывается ими, надежно фиксируя насос. Выпускаются вставные насосы под шифром НСВ диаметром 28, 32, 38, 43, 55, 68 мм с длиной до 10 м; массой до 252 кг. Длина хода плунжера от 0,6 до 6 м. Они предназначены для эксплуатации скважин глубиной до 2500 м. Не вставные насосы, выпускаемые промышленностью под шифром НСН, имеют цельно натянутый цилиндр и полый плунжер с гладкой поверхностью, с винтовыми и кольцевыми канавками или углублениями на поверхности. Кроме металлических используют манжетные и гуммированные плунжеры. Винтовые и прямоугольные канавки обеспечивают вынос песка и соскребание его со стенок цилиндра, углубления на поверхности обеспечивают лучшую смазку пары. Зазор между цилиндром и плунжером устанавливается до 0,12 мм в зависимости от характеристики откачиваемой ими нефти: для маловязких нефтей зазор должен быть минимальным для высоковязких наоборот. Клапанный узел включает в себя корпус, конус, седло, шар. Всасывающий клапанный узел устанавливается в основание цилиндра и может быть поднят из скважины одновременно с плунжером. Для этой цели он снабжается захватным приспособлением, выполненным в виде крестовины, которая входит в прорезь основания и путем поворота последнего фиксируется в ней. Узел нагнетательного клапана устанавливается в верхней или нижней части плунжера и отличается от всасывающего отсутствием захвата. Техническая характеристика насосов типа НСН: внутренний диаметр цилиндра 28, 32, 38, 43, 55, 68, 82, 93 мм; ход плунжера от 600 мм до 6000 мм; производительность при числе ходов 10 в минуту 5,5…585 куб.м./сут; предельная глубина спуска 650…1500 м; габаритные размеры диаметр наружный 56…133 мм, длина 2785…8495 мм, масса 23,5…406 кг. Среди штанговых насосов можно выделить отдельную группу специальных насосов, созданных для работы в осложненных условиях. Такими условиями принято считать наличие в нефти газа, солей, парафина, песка, воды и других агентов, приводящих к изменению свойств жидкости и условий ее добычи.

Насосы штанговые предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкости:

обводненностью до 99%,

температуры до 130 °С ,

содержанием механических примесей до 1300мг/г, минерализацией воды не более 200г/л,

вязкость не более 0,030 Па* с,

содержанием свободного газа по объему не более 10%,

содержанием сероводорода не более 50 мг/л,

водородный показатель рН от 4,2 до 6,8.

Различают штанговые насосы по двум видам, это НВ (вставные) и НН (невставные).

Вставной насос в собранном виде спускается в скважину на колоне штанг и закрепляется на НКТ с помощью замковой опоры.

Невставной насос, а именно цилиндр спускают в скважину на НКТ, а плунжер на насосных штангах.

Насосы вида НН рекомендуется использовать при малых глубинах (менее 1400), а вида НВ на больших (более 1400).

Штанговые глубинные насосы бывают 5-ти типов:

1. НВ - 1 с замком вверху,

2. НВ - 2 с замком внизу,

3. НН - невставной без ловителя.

4. НН-1 - не вставной с захватным штоком (вязкость до 25мПа*с, КВЧ не 0,05%),

5. НН-2 - не вставной с ловителем (вязкость до 25мПа*с, КВЧ не 0,05%).

Выпускают насосы следующих конструктивных исполнений:

По цилиндру:

Б - с толстостенным цельным (безвтулочным) цилиндром;

С - с составным (втулочным) цилиндром.

Специальные:

Т - с полным (трубчатым) штоком для подъема жидкости по каналу колонны трубчатых штанг;

А - со сцепляющим устройством (только для насосов типа НН), обеспечивающим сцепление колонны насосных штанг с плунжером насоса;

Д1 - одноступенчатые, двухплунжерные для создания гидравлического тяжелого низа;

Д2 - двухступенчатые, двухплунжерные, обеспечивающие двухступенчатое сжатие откачиваемой жидкости;

У - с разгруженным цилиндром (только для насосов типа НН2), обеспечивающим снятие с цилиндра технической нагрузки при работе.

Насосы всех исполнений, кроме Д1 и Д2, одноступенчатые, одноплунжерные.

По стойкости к среде:

без обозначения -- стойкие к среде с содержанием механических примесей до 1.3 г/л - нормальные;

И - стойкие к среде с содержанием механических примесей более 1.3 г/л -- абразивостойкие.

К техническим характеристикам относятся: напор насоса, диаметр плунжера, длина хода плунжера, группа посадки.

Условные обозначения.

НВ1Б - 32 - 30 -12 - 2 - НВ - насос вставной, 1- замок на верху, Б - безвтулочный цилиндр, 32 - условный диаметр плунжера в мм, 30 - длина хода плунжера х100 м, 12 - напор х100 м, 2- группа посадки.

НН2Б - 44 - 18 - 15 - 2 - НН - насос невставной, 2 - с ловителем, 44 - условный диаметр плунжера в мм, 18 - длина хода плунжера х100 м, 15 - напор х100 м, 2 - группа посадки.

Группа посадки - это зазор в плунжерной паре насоса ШГН (выбирается в зависимости от наличия и количества мех. примесей в добываемой жидкости). Существуют четыре группы посадки:

0 - с зазором до 0,045мм;

1 - с зазором от 0,01 до 0,07 мм;

2 - с зазором от 0,06 до 0,12 мм;

3 - с зазором от 0,11 до 0,17 мм

Замковые опоры к насосам подразделяются на механические и конусные верхнего и нижнего исполнения.

Производительность насоса в процессе работы регулируется длиной хода плунжера и числом качаний СК.

2. Устройство станков-качалок, принцип работы, типы и их характеристики

Ответ:

Станок-качалка представляет собой четырехзвенный механизм, преобразующий вращательное движение первичного двигателя в возвратно-поступательное движение колонны штанг. Устройство серийного станка-качалки по ГОСТу 5866-76 описывается следующим образом. Крутящий момент от электродвигателя через клиноременную передачу передается на ведущий вал редуктора, а затем и на ведомый вал. На последнем укрепляется кривошип с противовесами. Кривошип с помощью шатунов и траверсы связан с балансиром, качающимся на опоре, укрепленной на стойке. Балансир со стороны переднего плеча снабжен откидной головкой, на которой монтируется канатная подвеска. Станок-качалка (СК) состоит из ряда самостоятельных узлов. Рама предназначена для установки на ней всего оборудования СК и выполняется из профильного проката в виде двух полозьев, соединенных поперечниками, и имеет специальную подставку под редуктор. В раме имеются отверстия для крепления к фундаменту. Стойка является опорой для балансира и выполняется из профильного проката в виде четырехгранной пирамиды. Ноги стойки связаны между собой поперечинами. Снизу стойка крепится к раме сваркой или болтами, сверху несет плиту для крепления оси балансира с помощью двух скоб. Балансир предназначен для передачи возвратнопоступательного движения колонне штанг. Выполняется из профильного проката двутаврового сечения и имеет однобалочную или двухбалочную конструкцию. Со стороны скважины балансир заканчивается поворотной головкой. Опора балансира - ось, оба конца которой установлены в сферических роликоподшипниках, расположенных в чугунных корпусах. К средней части оси, имеющей квадратное сечение, приварена планка, через которую опора балансира с помощью болтов соединяется с балансиром. Траверса выполняет роль связующего звена между кривошипно-шатунным механизмом и балансиром и конструктивно выполняется в виде прямолинейной балки из профильного проката. Крепление к балансиру шарнирное при помощи сферического роликоподшипника. Шатун - трубная заготовка со специальными головками по концам; с помощью верхней головки шатун соединяется пальцем с траверсой, нижней кривошипом через палец и сферический подшипник. Кривошип основной элемент кривошипно-шатунного механизма, предназначенный для преобразования вращательного движения вала редуктора в возвратно-поступательные колонны штанг.

Основные узлы станка-качалки:

-рама,

-стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды,

-балансир с поворотной головкой,

-траверса с шатунами, шарнирно-подвешенная к балансиру,

-редуктор с кривошипами и противовесами.

СК комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний, т. е. регулирование дискретное. Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотной салазке.

Монтируется станок-качалка на раме, устанавливаемой на железобетонное основание (фундамент). Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем) положении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива). Головка балансира откидная или поворотная для беспрепятственного прохода спускоподъемного и глубинного оборудования при подземном ремонте скважины.

Блок управления обеспечивает управление электродвигателем СК в аварийных ситуациях (обрыв штанг, поломки редуктора, насоса, порыв трубопровода и т. д.), а также самозапуск СК после перерыва в подаче электроэнергии.

Условное обозначение.

Станок - качалка (СК) предназначен для индивидуального механического привода скважинных глубинных насосов при насосной добыче нефти.

СК комплектуется асинхронным электродвигателем с повышенным пусковым моментом и влагоморозостойкой изоляцией , блоками управления.

Каждый тип СК характеризуется максимальными допускаемыми нагрузками на полированный шток , длиной хода полированного штока и крутящим моментом на кривошипном валу редуктора.

Условное обозначение.

СК - станок качалка, тип

*** - номинальная нагрузка на полиров. шток - (кгс)

*** - максимальная длина хода полиров. штока (м)

***- номинальный крутящий момент на выходном валу -(кг см)

Существуют следующие типы СК:

К СК импортного производства относятся:

Вулкан UP - 9 тн - 2500-3500 завод-изготовитель « Вулкан» Румыния

Вес СК- 13050 кг, номинальный крутящий момент на выходном валу -3500кгс\см , мощность двигателя - 30 кВт, число оборотов -734 об\мин.

Легран С -456-213-120 «Легран Индастриз» Канада

Вес СК- 14386 кг, номинальный крутящий момент на выходном валу -5152кгс\см , мощность двигателя - 50 кВт, число оборотов -900 об\мин.

К СК отечественного производства относятся:

СКД-8-3-400

Вес СК-11780 кг, номинальная нагрузка на полир. шток -8000кгс

Максимальная длина хода полированного штока - 3 м, номинальный крутящий момент на выходном валу - 4000кгс , мощность двигателя - 30 Квт, число качаний балансира - 4-12 кач\мин. 4. СК-8-3,5-4000