4 правила безопасности при обслуживании нагнетательных скважин
Требование безопасности во время работы — Мегаобучалка
7.3.1. Требования безопасности при обслуживании объектов нефтедобычи
7.3.1.1. При обслуживании объектов нефтедобычи, обходе (объезде) кустовых площадок, скважин, трубопроводов и узлов их переключений оператор обязан следить за исправностью обслуживаемого им оборудования, своевременно устранять обнаруженные неисправности и недостатки, входящие в его компетентность, а при невозможности их устранения сообщать непосредственно руководителю работ.
7.3.1.2. Во время работы механизмов не допускается:
a) производить обслуживание и ремонт каких-либо частей механизмов;
b) регулировать, смазывать, производить чистку движущихся частей;
c) снимать ограждения движущихся частей и проникать за ограждения механизмов;
d) тормозить движущиеся части непосредственно руками или ногами, а также подкладыванием подручных материалов;
e) переходить через приводные ремни (цепи), сбрасывать, натягивать или ослаблять их;
f) находиться в опасной зоне непосредственно возле движущихся частей.
7.3.1.3. Перед проверкой технического состояния и ремонтом механизмов, технологического оборудования оператор должен отключить все приводы и принять меры против случайного включения, вывесить на пусковые установки плакаты «Не включать! Работают люди».
7.3.1.4. Запуск механизмов в работу можно производить только после оповещения, удаления людей за пределы опасной зоны, установки ограждения и подачи установленного сигнала.
7.3.1.5. Для измерения давления в затрубном пространстве на скважинах должны быть установлены манометры с кранами высокого давления.
7.3.1.6. Устранение неисправностей, замена быстроизнашивающихся и сменных деталей фонтанной арматуры под давлением ЗАПРЕЩАЕТСЯ. В отдельных (аварийных) случаях эти работы могут производиться специально обученным персоналом с использованием специальных технических средств.
7.3.1.7. При проведении ремонтных работ на трубопроводах, находящихся под давлением, подлежащий ремонту участок необходимо отсечь задвижками с установкой заглушек по обе стороны от поврежденного участка и снизить в нем давление до атмосферного.
7.3.1.8. Электрооборудование и приборы, используемые на объектах нефтедобычи, должны быть во взрывозащищенном исполнении.
7.3.1.9. Эксплуатация оборудования, механизмов, инструментов в неисправном состоянии запрещается.
7.3.1.10. Пользоваться ломами при открывании и закрытии замерших задвижек, вентилей и других запорных устройств запрещается.
7.3.1.11. В случаях гидратопарафиновых образований или замораживания обвязки устья скважин, участков технологических трубопроводов, запорной арматуры, узлов переключений необходимо производить отогрев горячей водой или паром. При этом отогреваемый участок должен быть отключен от основной системы. Использование ломов, патрубков и других приспособлений для открывания (закрывания) замороженных задвижек не допустимо.
7.3.1.12. При работе на высоте более 0,75 м площадка должна быть оборудована лестницей с перилами.
7.3.1.13. Ремонтные работы должны проводиться в дневное время. При необходимости ремонта в ночное время или внутри установки рабочее место должно быть освещено в соответствии с нормами освещенности.
7.3.2. Требования безопасности при обслуживании фонтанных скважин.
7.3.2.1. Прибыв на скважину, оператор обязан проверить, нет ли пропусков газа через сальники и фланцевые соединения, устьевого оборудования. При обнаружении неисправностей, работник обязан принять меры к их устранению, при невозможности устранения собственными силами сообщить об этом мастеру бригады или начальнику цеха.
7.3.2.2. Рабочее давление арматуры фонтанной скважины должно быть не менее давления опрессовки эксплуатационной колонны. Оператор должен знать схему сборки арматуры фонтанной скважины.
7.3.2.3. Опрессовку фонтанной арматуры в собранном виде до установки на устье следует производить на пробное давление, предусмотренное паспортом, а после установки на устье скважины - на давление опрессовки эксплуатационной колонны. Результаты опрессовок оформляются актами.
7.3.2.4. Для измерения буферного давления и давления в затрубном пространстве на фонтанных скважинах должны быть установлены манометры с кранами высокого давления.
7.3.2.5. Снижать давление в затрубном пространстве разрешается только через штуцер, установленный после второй задвижки от крестовика.
7.3.2.6. Для смены (удаления) штуцера на выкидной линии фонтанной арматуры необходимо:
a) отключить установку переключателем в положение «ОТКЛ» на станции управления, повесить табличку «Не включать — работают люди» на станцию управления;
b) закрыть задвижки — манифольдную, затрубную, центральную и линейную, снизить давление через пробоотборный вентиль до атмосферного;
c) отвернуть крышку штуцерной камеры и сменить (удалить) штуцер;
d) открыть вышеперечисленные задвижки и запустить установку в работу.
7.3.3. Требования безопасности при эксплуатации и обслуживании скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами (ШГН)
7.3.3.1. Устье скважины оборудуется устьевой арматурой и сальниковым устройством для герметизации штока, площадкой обслуживания.
7.3.3.2. Обвязка устья скважины должна позволять смену набивки сальника полированного штока при наличиидавления в скважине, замер устьевого давления и температуры
7.3.3.3. До начала работ или перед осмотром оборудования периодически работающей скважины с автоматическим, дистанционным или ручным пуском электродвигатель должен отключаться, контргруз должен быть опущен в нижнее положение и заблокирован тормозным устройством, а на пусковом устройстве вывешен плакат: «Не включать, работают люди!».
7.3.3.4. На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением станков качалок (СК) вблизи пускового устройства на видном месте должны быть укреплены плакаты с надписью: «Внимание! Пуск автоматический!».
7.3.3.5. При крайнем нижнем положении головки балансира СК расстояние между траверсой подвески сальникового штока или штангодержателем и устьевым сальником должно быть не менее 20 см.
7.3.3.6. Оператор должен проверять наличие заземления рамы станка-качалки (СК) с кондуктором. Кондуктор (техническая колонна) должен быть связан с рамой СК не менее чем двумя заземляющими стальными проводникам, приваренными в разных местах к кондуктору (технической колонне) и раме. Сечение прямоугольного проводника должно быть не менее 48 мм2 , толщина стенок угловой стали не менее 4 мм, диаметр круглых заземлителей - 10 мм. Заземляющие проводники, соединяющие раму СК с кондуктором (технической колонной), должны быть заглублены в землю не менее, чем на 0,5 м. В качестве заземляющих проводников может применяться сталь: круглая, полосовая, угловая или другого профиля. Применение для этих целей стального каната не допускается. Соединения заземляющих проводников должны быть доступны для осмотра. При неисправности или отсутствия заземления СК должен быть остановлен и об этом сообщено мастеру.
7.3.4. Требования безопасностипри эксплуатации и обслуживании скважин, оборудованных электрическими центробежными насосами (ЭЦН)
7.3.4.1. Силовой кабель должен быть проложен от станции управления или от ближайшей клеммной коробки к устью скважины на эстакаде. Допускается прокладка кабеля на специальных стойках-опорах.
7.3.4.2. Монтаж и демонтаж наземного электрооборудования электронасосов, осмотр, ремонт и их наладку должен проводить электротехнический персонал.
7.3.4.3. Пуск установки погружного центробежного электронасоса производит электротехнический персонал.
7.3.4.4. На скважинах, оборудованных установками погружных центробежных электронасосов, необходимо заземлять следующее оборудование:
a) корпуса и кожуха трансформаторов и электродвигателей, пускателей;
b) броню кабелей;
c) оградительные устройства, закрывающие токоведущие элементы оборудования;
d) пусковые кнопки «пуск» и «стоп»;
e) металлические корпуса арматуры светильников.
7.3.4.5. Если наземное электрооборудование погружных центробежных электронасосов установлено в помещении, станция управления должна быть расположена таким образом, чтобы при открытых дверцах ее обеспечивался свободный выход наружу. Дверь помещения должна открываться наружу.
7.3.4.6. Дверцы станции управления должны быть закрыты на замок, ключ от которого должен находиться у ответственного лица электротехнического персонала, обслуживающего установку.
7.3.4.7. При длительных перерывах в эксплуатации скважин напряжение должно быть полностью снято со всей установки погружного центробежного электронасоса.
7.3.4.8. При запуске неработающего электропогружного насоса (ЭПН) оператор имеет право производить пуск его только кнопкой. Если ЭПН не запускается со второй попытки, то оператор должен прекратить дальнейшие попытки и сообщить об этом диспетчеру.
7.3.5. Требования безопасностипри эксплуатации и обслуживании нагнетательных скважин
7.3.5.1. Оборудование устья нагнетательной скважины должно соответствовать проекту, при разработке которого должны быть учтены состав, физико-химические свойства нагнетаемого агента и максимальное ожидаемое давление нагнетания.
7.3.5.2. Нагнетательные скважины должны оборудоваться колонной НКТ и, при необходимости, пакерующим устройством, обеспечивающим защиту и изоляцию эксплуатационной колонны от воздействия на нее закачиваемого агента.
7.3.5.3. Для исключения замерзания воды в арматуре скважины и системе нагнетания при остановках необходимо предусматривать полное удаление воды из арматуры и системы подачи рабочего агента и заполнение указанного оборудования незамерзающей жидкостью.
7.3.5.4. На устьевой арматуре нагнетательных скважин не должно быть каких-либо пропусков через сальники, фланцевые соединения и задвижки. На всех фланцах, не имеющих металлических уплотнительных колец, должны устанавливаться защитные металлические кожухи. Результаты осмотра должны быть занесены в журнал осмотра и ремонта оборудования.
7.3.6. Требования безопасности при эксплуатации станков-качалок
7.3.6.1. Для обслуживания электропривода и тормозного устройства станка-качалки устраивается площадка с ограждением.
7.3.6.2. Станок-качалка должен иметь ограждения кривошипно-шатунного механизма и клиноременной передачи.
7.3.6.3. Станок-качалка должен быть установлен так, чтобы исключалось соприкосновение движущихся частей с фундаментом или грунтом.
7.3.6.4. При посторонних стуках и шумах в узлах станка-качалки его следует немедленно остановить и сообщить мастеру или начальнику цеха.
7.3.6.5. При осмотре остановленного станка-качалки проверить:
a) состояние деталей являющихся источником обнаруженных вибраций и необычных шумов;
b) прочность болтовых креплений и шпоночных соединений;
c) крепление кривошипных и верхних пальцев шатунов, противовесов на кривошипах;
d) исправность ограждений, лестниц, площадок, электродвигателя;
e) надежность соединения канатной подвески с полированным штоком и герметичность сальника полированного штока;
f) состояние канатов канатной подвески;
g) исправность тормоза;
h) равномерность натяжения клиновых ремней;
i) крепление электродвигателя к салазкам.
7.3.6.6. Снимать и надевать клиновые ремни необходимо только после их ослабления, передвигая электродвигатель на салазках в направлении редуктора (выполнять эту работу рычагами запрещается).
7.3.6.7. Смена ремней станка-качалки должна осуществляться путем передвижения электродвигателя при заторможенном редукторе станка-качалки.
7.3.6.8. Количество ремней должно быть не менее трех. Ремни должны быть подобраны по профилю и соответственно натянуты.
7.3.6.9. Перед пуском станка-качалки в работу следует установить ограждения на место, убрать инструмент и другие предметы, убедиться в отсутствии людей около движущихся частей и только после включать станок-качалку в работу.
7.3.7. Требования безопасности при эксплуатации групповой замерной установки
7.3.7.1. Групповая замерная установка (ГЗУ) по взрывоопасности относится к классу помещений В-1А.
7.3.7.2. ГЗУ предназначена для автоматического измерения дебита жидкости по скважинам по заданной программе. Установка позволяет осуществлять контроль за работой скважины по наличию подачи жидкости.
7.3.7.3. При обслуживании ГЗУ, замере дебита скважин перед входом в помещение ГЗУ необходимо включить вентиляцию, а при ее отсутствии проветрить помещение открыванием обеих дверей в течение 15 - 20 минут.
7.3.7.4. Обслуживание ГЗУ включает в себя:
a) визуальный осмотр оборудования, предохранительной, регулирующей и запорной арматуры;
b) замена просроченных или неисправных манометров;
c) устранение пропусков во фланцевых соединениях;
d) подтягивание болтовых соединений;
e) уборка прилегающей территории.
7.3.7.5. Устранять обнаруженные дефекты, набивать сальники задвижек, подтягивать болтовые соединения на аппаратах и коммуникациях разрешается только после снижения до атмосферного давления.
7.3.7.6. Ремонтные работы в блоках местной автоматики разрешается производить только после полного снятия напряжения с них. Работы выполняются слесарями КИП.
7.3.7.7. При эксплуатации сосуда, работающего под давлением, предохранительных клапанов, а также при выполнении ремонтных, газоопасных или огневых работ необходимо соблюдать требования соответствующих инструкций.
7.3.7.8. Перед замером необходимо проверить правильность показаний манометров на замерном сепараторе.
7.3.7.9. Для замера дебита необходимо при помощи переключателя скважин многоходовой (ПСМ) продукцию одной скважины направить в сепаратор, а продукцию остальных скважин - в общий трубопровод (байпас).
7.3.7.10. Работы, связанные с ремонтом, разгерметизацией оборудования ГЗУ, необходимо проводить в соответствии с требованиями по выполнению газоопасных работ.
7.3.7.11. По окончании работ по ручному замеру дебитов скважин следует перевести ПСМ на рабочую скважину и снять рукоятку с ПСМ.
7.3.7.12. Пробы нефти следует отбирать через специально предназначенный пробоотборный кран.
7.3.7.13. Стеклянную посуду с нефтью и нефтепродуктами необходимо переносить только в специальной таре с ячейками для каждой бутылки. Стеклянную посуду с нефтепродуктами носить в руках и карманах запрещается.
7.3.7.14. Подбор манометров нужно производить с такой шкалой, чтобы рабочее давление находилось во 2-й трети от общей шкалы манометра.
7.3.7.15. Манометром нельзя пользоваться, если:
a) отсутствует пломба;
b) истек срок госповерки;
c) стрелка манометра не возвращается на нулевую отметку после его снятия;
d) разбито стекло или имеются другие повреждения, влияющие на показания манометра.
7.3.7.16. Манометры 1 раз в 12 месяцев должны проходить госповерку. На пломбе манометра должен быть оттиск года госповерки, а на обратной стороне - квартал.
7.3.8. Требования безопасности при механической чистке НКТ
7.3.8.1. При механической очистке НКТ от парафина перед спуском скребка в скважину оператор обязан проверить:
герметичность сальникового уплотнения на лубрикаторе;
закрытие вентиля на лубрикаторе и открытие буферной задвижки.
7.3.8.2. При спуске скребка в скважину оператор должен притормаживать барабан лебедки с помощью специального тормоза.
7.3.8.3. Подъем скребка необходимо производить только при исправном храповом устройстве с защелкой, предотвращающей обратный ход барабана.
7.3.8.4. Перед осмотром или заменой скребка необходимо закрыть буферную задвижку и через лубрикаторный вентиль снизить давление в лубрикаторе до атмосферного.
7.3.8.5. Находясь на площадке у устья скважины, оператор должен остерегаться петли, которая может образоваться при резкой остановке спускаемого скребка.
7.3.9. Требования по охране окружающей среды
7.3.9.1. При обслуживании объектов нефтедобычи, обходе (объезде) кустовых площадок, скважин, трубопроводов и узлов их переключений оператор обязан:
a) не допускать в процессе работы разлива нефти и загрязнения территории вокруг скважины, кустовой площадки, а также территорий прилегающих к кустовой площадке;
b) своевременно устранять утечки по фланцевым соединениям, устьевой арматуре, по СУСГ, при отборе проб;
c) своевременно проводить работы по откачке дренажных емкостей;
d) не допускать переполнения дренажных емкостей при проведении ремонтных работ;
e) не допускать складирования и сжигания производственных и бытовых отходов на территории кустовых площадок и шламовых амбаров, а также территорий прилегающих к кустовой площадке;
f) производить работы по очистке территории кустовых площадок и прилегающих к ним земель от захламлений и нефтезагрязнений;
g) участвовать в установки боновых заграждений согласно противопаводковым мероприятиям на реках и ручьях, протекающих на территории объектов, закрепленных за оператором.
megaobuchalka.ru
РД 08-272-99 «Требования безопасности к буровому оборудованию для нефтяной и газовой промышленности»
Федеральный горный и промышленный надзор России
(Госгортехнадзор России)
Нормативные документы Госгортехнадзора России
Утверждено Постановлением
Госгортехнадзора России
№ 19 от ”17” марта 1999 г.
Срок введения в действие с “01” мая 1999 г.
Требования безопасности
к буровому оборудованию для нефтяной и газовой промышленности
РД 08-272-99
Введение
Требования безопасности к буровому оборудованию для нефтяной и газовой промышленности разработаны в целях реализации Федерального закона “О промышленной безопасности опасных производственных объектов” в части нормативного обеспечения процедуры сертификации технических устройств на соответствие требованиям промышленной безопасности и их гармонизации с требованиями международных стандартов.
Требования безопасности распространяются также на все новые разработки оборудования, предназначенного для бурения нефтяных и газовых скважин.
В настоящем нормативном документе использованы ссылки на следующие действующие стандарты:
ГОСТ 12.1.003 ССБТ. Шум. Общие требования безопасности
ГОСТ 12.1.012 ССБТ. Вибрационная безопасность. Общие требования
ГОСТ 12.1.026 ССБТ. Шум. Определение шумовых характеристик источников шума в свободном шумовом поле над звукоотражающей плоскостью. Технический метод
ГОСТ 12.1.027 ССБТ. Шум. Определение шумовых характеристик источников шума в реверберационном помещении. Технический метод
ГОСТ 12.1.028 ССБТ. Шум. Определение шумовых характеристик источников. Ориентировочный метод
ГОСТ 12.2.003 ССБТ. Оборудование производственное. Общие требования безопасности
ГОСТ 12.2.007.0 ССБТ. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности
ГОСТ 12.2.007.6 ССБТ. Аппараты коммутационные низковольтные. Требования безопасности
ГОСТ 12.2.007.7 ССБТ. Устройства комплектные низковольтные. Требования безопасности
ГОСТ 12.2.007.8 ССБТ. Устройства электросварочные и для плазменной обработки. Т
files.stroyinf.ru
Техника безопасности при исследовании скважин
ГЛАВА X
ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ИССЛЕДОВАНИИ СКВАЖИН
X. 1. ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ПОДГОТОВКЕ К ИССЛЕДОВАНИЯМ
Скважины на газовых месторождениях исследуются после оборудования устья фонтанной арматурой.
На прнскваж;инных участках запрещается разведение огня.
Территория скважины в площади постоянного отвода должна быть очищена от растительнсстш и посторонних предметов.
Все задвижки арматуры должны иметь маховики и указатели: «Открыто», «Закрыто».
Продувочная линия должна монтироваться из труб диаметром не менее диаметра фонтанной арматуры и иметь длину не менее 100 м. На конце трубопровода должен быть установлен тройник со штуцером.
Продувочные линии должны быть надежно прикреплены хомутами к якорям.
Измерительные и продувочные линии должны быть опрессоваиы на полуторакратное максимал ьное давление, ожидаемое при испытании скважин. Результаты опрессовки оформляются актом.
Измерительная линия должна быть укреплена не менее чем на двух опорах, одна из которых устанавливается на конце линии у ДИКТа.
Для проведения глубинных измерений возле устьевой арматуры и для смены диафрагм возле ДИКТа должны быть подготовлены площадки стационарного или передвижного тнла.
Рабочие площадки на высоте должны иметь настил, выполненный из металлических листов с поверхностью, исключающей возможность скольжения, или досок толщиной не менее 4 см, перила высотой 125 см с продольными планками, расположенными на расстоянии не более 40 см друг от друга, и борт высотой не менее 15 см, плотно прилегающий к настилу.
Площадки и лестницы необходимо регулярно очищать от снега, льда и грязи.
Оборудование, механизмы и контрольно-измерительные приборы должны иметь эксплуатационную и ремонтную документацию согласно требованиям ГОСТ а.
Запрещается эксплуатация и монтаж оборудования, мехапизмов, контрольно-измерительных приборов и инструмента при нагрузках, давлениях и температурах, превышающих допустимые по паспорту.
Запрещается эксплуатация неисправного оборудования, механизмов, инструментов и приспосеблений, а также пользование неисправными средствами индивидуальной защиты.
Запрещается эксплуатация оборудования, машин и механизмов при неисправных устройствах безопасности, блокировочных, фиксирующих и сигнальных приспособлениях и приборах.
Предохранительные клапаны и контрольно-измерительные приборы должны быть установлены с учетом обеспечения удобства обслуживания и наблюдения за ними.
Контрольно-измерительные приборы, установленные на оборудовании, устьевой арматуре скважин, трубопроводах, должны иметь пломбу или клеймо Гсспо-верителя или организации, осуществляющей ремонт и тарировку таких приборов.
Исправность контрольно-измерительных приборов необходимо проверять в сроки, предусмотренные инструкциями по эксплуатации этих приборов, а также каждый раз, когда возникает сомнение в правильности их показаний.
Работа оборудования, аппаратуры и трубопроводов при неисправных кон-трольно-измерительн >ix приборах или их отсутствии запрещается.
8000 Гц. Шумограмма записывается на фоторегистратор и магнитофонную ленту. Одновременно проводится прослушивание скважины с помощью магнитофона. Запись на магнитофонную ленту позволяет многократно воспроизводить ее, а также проводить анализ шумограмм, полученных при исследовании скважин, в лабораторных условиях. В результате каждого испытания скважины строится диаграмма с записью изменения интенсивности шума в диапазоне глубин, соответствующих местонахождению газоносного пласта.
Принимая площадь всех аномалий шума за единицу и вычисляя долю площади каждой аномалии от суммарной, можно оценить дебит скважины из каждого работающего пропласт-ка в соотношении, равном соотношению площадей аномалий.
Исследования скважин АГДМ проводились на Шебелин-ском, Оренбургском, Уренгойском и других месторождениях, а также на Щелковском и Калужском ПХГ. С помощью АГДМ определяли: газонасыщенность в стволе скважины; работающие интервалы пласта и распределение дебитов между ними; распределение дебитов между отдельными перфорационными отверстиями и характер их перераспределения в зависимости от режимов работы скважины; установление зон перетока таза в работающих и остановленных скважинах; межколонные перетоки газа, интервалы и количество выносимого песка, энергосберегающий дебит,
Результаты исследований скважин показали, что шумомет-рия позволяет в комплексе решать следующие задачи:
выявление интервалов притока газа в скважину и оценка дебита каждого работающего интервала;
определение характера притока — одно- или двухфазный; оценка коллекторских свойств тазоотдающих интервалов; диагностика состояния ствола скважины.
Исследования показали, что шумометрия позволяет четко выделять места притока газа и жидкости не только в открытом стволе и зоне перфорации, но и в зоне продуктивного пласта, перекрытого насосно-компрессорными трубами (рис. 4.19). В левой части приводятся результаты оценочных расчетов притока из газоотдающих интервалов. Из рисунка видно, что наибольший приток приходится на интервал 1572—1598 м (-39,9 тыс. MVcyr) и 1668—1721,5м (-56,6 тыс. м^/сут). Суммарный приток из зоны, перекрытой насосно-компрессорными трубами, примерно равен 138,6 тыс. м3/сут, что составляет -70 % от общего дебита скважины. С увеличением деби-
Q = .TOO мыс. м3/сут Q = 400 тыс . d/сут Q, , тис. м-’сут И м Н, м 60 70 80 90 70 80 /, дБ
Рис. 4.19. Газоотдающие интерва- Рис. 4.20. Шумограмма, полученная при лы в зоне, перекрытой насосно- разных дебитах
компрессорными трубами, в скв.
182 при Ог = 200 тыс. м3/еут
та от 300 до 400 тыс. MVcyT наблюдается увеличение толщины и числа газоотдающих интервалов (рис. 4.20).
На рис. 4.21 показаны диаграммы интенсивности шума, возникающего в перфорационных отверстиях при росте дебитов газа от 416,2 до 1110,3 тыс. м3/сут. Они позволяют установить характер взаимодействия между перфорационными каналами, выявить наиболее продуктивные пропластки и найти распределение фильтрационных параметров неоднородного пласта по разрезу.
7,5 % масс.), для обработанных бензолом в 4 раза (с 2,5 до 10 % масс). Температура регенерации образцов поддерживалась около 100 'С. Таким образом, фактическая адсорбционная емкость отмытых образцов увеличивается в 2-2,3 раза.
Хотя эксперименты были проведены относительно установок АГНКС, их результаты могут быть использованы и на промышленных адсорбционных установках осушки природного газа.
Наряду с
www.neftemagnat.ru
4.Требования охраны труда при обслуживании скважин. Как следует открывать и закрывать запорную арматуру ,
Обслуживание скважин оборудованных электропогружными насосами. 1. Оператор должен следить за нагрузкой и наличием напряжения по приборам станции управления, систематически проверять герметичность арматуры, наличие крепежа и своевременно устранять выявленные недостатки.
2. В случае увеличения нагрузки выше номинальной для данной установки и снижения напряжения на 15% от номинального значения, установку необходимо отключить и сообщить об этом диспетчеруЦДНГ.
3. При отключении ЭЦН разрешается производить повторный запуск не более 2-х раз с перерывами между запусками не менее 15 мин.
4.Установка немедленно аварийно отключается от сети при: а) несчастном случае или угрозе с человеком, требующем немедленного отключения установки; б) появлении дыма или огня из пускорегулирующей аппаратуры. 5. Оператору по добыче нефти и газа разрешается только запускать и останавливать ЭЦН. Другие пуско-наладочные работы производить запрещается.
6. Оператор не должен допускать попадания посторонних предметов в станцию управления и в автотрансформатор, постоянно, должен следить за герметичностью сальникового уплотнения на пьедестале и за наличием и исправностью заземления.
7. При ремонтных работах на скважине, на пусковыx устройствах необходимо вывесить предупредительный плакат "Не включать. Работают люди''.
8. Кроме того, оператор должен выполнять все пункты по обслуживанию фонтанных скважин настоящей инструкции. Обслуживание скважин, оборудованных УШГН.
1.Перед запуском станка-качалки оператор должен убедиться, что:
а) задвижки на манифольде открыты,
б) нет пропусков нефти и газа через сальниковые уплотнения полированного штока и задвижек арматуры;
в) ограждение СКН и клиноременной передачи, а также заземляющие устройства исправны;
г) редуктор станка-качалки не заторможен;
д) есть напряжение на всех трех фазах в станции управления СКН по показаниям приборов;
е) отсутствуют люди и посторонние предметы вблизи движущихся частей СКН исправны средства КИП и автоматики.
2. Оператор должен следить за нагрузкой и наличием напряжения по приборам станции управления СКН. В случае увеличения нагрузки выше номинального для данной установки и снижения напряжения более чем на 15% от номинального значения, необходимо отключить СКН и сообщить об этом диспетчеруЦДНГ.
3. При набивке сальника ГНС остановить СКН, стравить давление, крышку устьевого сальника удерживать на полированном штоке специальным зажимом. При отключении СКН разрешается производить повторный запуск не более 2-х раз с перерывами между запусками не менее 15 мин.
4. При неисправностях оборудования и электроустановки необходимо СКН и сообщить об этом диспетчеруЦДНГ.
5. Электродвигатель немедленно аварийно отключается от сети при: а) несчастном случае или угрозе с человеком, требующей немедленной остановки электродвигателя. б) Появление дыма или огня из электродвигателя или пускорегулирующей аппаратуры. в) вибрации сверх допустимых норм, угрожающей целостности электродвигателя или СКН; г) поломке приводного механизма и нарушении балансировки СKH; д) нагреве подшипников сверх допустимой температуры, указанной в инструкции завода-изготовителя; е) значительном снижении числа оборотов двигателя, сопровождающимся быстрым нагревом корпуса электродвигателя.Примечание: набивку сальника полированного штока производит оператор по добыче нефти. На работника должно быть СИЗ костюм, очки, каска, защитные перчатки, болотники, также респираторы и противогазы во время работы в резервуарах с повышенным содержанием токсичных газов.
Задвижку следует открывать и закрывать стоя с правой или с левой стороны штурвала и держась за него с задней части, при не хватки усилии можно использовать Ключ-усилитель (Мортышка).
Билет3
studfile.net
