Поможем в ✍️ написании учебной работы

Имя

Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

Выберите тип работыЧасть дипломаДипломная работаКурсовая работаКонтрольная работаРешение задачРефератНаучно - исследовательская работаОтчет по практикеОтветы на билетыТест/экзамен onlineМонографияЭссеДокладКомпьютерный набор текстаКомпьютерный чертежРецензияПереводРепетиторБизнес-планКонспектыПроверка качестваЭкзамен на сайтеАспирантский рефератМагистерская работаНаучная статьяНаучный трудТехническая редакция текстаЧертеж от рукиДиаграммы, таблицыПрезентация к защитеТезисный планРечь к дипломуДоработка заказа клиентаОтзыв на дипломПубликация статьи в ВАКПубликация статьи в ScopusДипломная работа MBAПовышение оригинальностиКопирайтингДругое

Нажимая кнопку "Продолжить", я принимаю политику конфиденциальности

Курс

Лекций по программе

«Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях».

 

 

 

                                

 

Тема 1. Основные понятия о ГНВП и фонтанах.

 

 

  Открытые фонтаны всегда были и остаются в настоящее время самыми тяжелыми авариями при бурении и ремонте скважин. Как правило, открытые фонтаны сопровождаются многими последствиями. Такими как:

n потеря бурового и другого оборудования

n непроизводственные материалы и трудовые затраты;

n загрязнение окружающей среды (разливы нефти или минерализованной воды, загазованность и др. );

n перетоки внутри скважины, вызывающие истощение месторождения и загрязнение вышележащих горизонтов;

n случаи человеческих жертв.

Несмотря на совершенствование противовыбросового оборудования и технологию строительства, ремонта и эксплуатации скважин, количество открытых фонтанов и убытки от них сокращаются медленно. Чаще всего причиной этого является отсутствие должного контроля за поведением скважины, при которой невозможно определить начало ГНВП и своевременно принять меры по его ликвидации, а так же неграмотные работы по глушению проявления. Каждый открытый фонтан проходит стадии:

· Начала ГНВП, когда в ствол скважины только начинает поступать флюид из пласта.

· Подъем флюида по стволу скважины и выброс, если устье оказалось незагерметизированным.

Нормальная ликвидация проявления может быть только в том случае, если его обнаружение и герметизация произошли на первом этапе - начале поступления флюида из пласта т.е. произвести раннее обнаружение начала ГНВП.

 

ГНВП - это поступление пластового флюида ( газ, нефть, вода, или их смесь ) в ствол скважины, не предусмотренное технологией работ при ее строительстве, освоении, ремонте и эксплуатации, которое можно регулировать при помощи противовыбросового оборудования (ПВО).

 

Выброс - кратковременное, интенсивное вытеснение из скважины порции бурового раствора энергией расширяющегося газа.

Открытый фонтан - неуправляемое истечение пластового флюида через устье скважины в результате: затягивания процесса гермитизации и глушения, отсутствия, разрушения или негерметичности ПВО, или грифонообразования.

 

Тема 1.1 Основные понятия о давлениях в скважине.

       Давление, P – Мпа; кгс/см.². Давление определяется как сила, действующая на единицу площади. Давление в любой точке скважины одинаково во всех направлениях.

       Гидростатическое давление, РГ - Мпа; кгс/см². Гидростатическим давлением принято называть давление, определеяемое весом столба раствора выше рассматриваемого сечения, приходящегося на единицу площади.

 

где r  - плотность флюида, г/см³; 

H - глубина скважины, м.

       В наклонных скважинах глубина скважины H определяется как вертикальная составляющая длины ствола.

       Гидравлические потери (сопротивление) Pг.c, Мпа; кгс/см.². Гидравлические потери определяются как давление, которое необходимо создать, чтобы прокачать данный флюид с данной скоростью через данную систему. Гидравлические потери возникают только при прокачивании флюидов и суммируются со всеми другими давлениями, действующими в интересующей нас точке.

       Значение гидравлических потерь определяется по существующим методикам.

       Избыточное давление, P_из - кгс/см.². Избыточное давление (противодавление) есть давление, действующее на закрытую или открытую (в динамике) систему, определяемое иными, чем гидростатическое давление, источниками. В нашем случае избыточным давлением в закрытой при ГНВП скважине будет давление в бурильных трубах - Pиз.т. и колонне - Pиз.к. Избыточным давлением в динамических условиях будут гидравлические потери в дросселе -Pг.c.

       Избыточное давление добавляется к давлению, действующему в рассматриваемой точке в статических и динамических условиях. Это положение является основополагающим в понимании методики глушения скважины.

       Избыточное давление в бурильных трубах. Pиз.т. - кгс/см.² Pиз.т. - это давление на стояке при закрытой скважине без циркуляции. Pиз.т. равно разнице между пластовым давлением Pпл и гидростатическим давлением столба бурового раствора в бурильных трубах.

       Избыточное давление в обсадной колонне, Pиз.к. - кгс/см.² Pиз.к. - это давление в затрубном (кольцевом) пространстве на устье закрытой скважины при отсутвии циркуляции. Pиз.к. равно разнице между пластовым давлением и общим гидростатическим давлением столба флюидов в затрубном пространстве.

       Пластовое давление, P пл - кгс/см.². Пластовое давление есть давление флюида в рассматриваемом пласте. Пластовое давление равно гидростатическому давлению столба бурового раствора в бурильных трубах плюс Риз.т. при закрытой скважине. Нормальным пластовым давлением считается давление равное гидростатическому давлению столба воды на глубине залегания пласта. Пластовое давление выше давления столба воды называется аномально высоким пластовым давлением. Пластовое давление ниже давления столба воды называется аномально низким пластовым давлением.

 

       Забойное давление, Рзаб - кгс/см.² Забойное давление есть общее давление на забое скважины (или под долотом) в любых условиях. Рзаб=Рr+Pr.ск+Риз.

Рзаб. в зависимости от условий может быть равно пластовому давлению, больше или меньше его:

       - в нормальных условиях бурения Рзаб>Рпл;

       - приГНВП , когда скважина закрыта , Рзаб₌Рпл.

 

Основным условием начала ГНВП является превышение пластового давления вскрытого горизонта над забойным давлением.

Забойное давление в скважине во всех случаях зависит от величины гидростатического давления бурового раствора заполняющего скважину и дополнительных репрессий вызванных проводимыми на скважине работами ( или простоями ).

 

        ПБ в НГП требуют, чтобы гидростатическое давление ( Р г ) превышало пластовое ( Р пл ) в следующих размерах :

для скважин с глубиной до 1200м Р=10% Р пл, но не более 1,5 МПа

д ля скважин с глубиной более 1200м Р=5% Р пл, но не более 3,0 Мпа

  При известном пластовом давлении горизонта необходимая плотность промывочной жидкости, на которой должен вскрываться этот горизонт определяют:

Наличие в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов с большим количеством растворенного газа значительно увеличивают опасность возникновения газонефтеводопроявлений, даже если пластовое давление ниже гидростатического.

Повышенная опасность газопроявления объясняется следующими свойствами газа:

· Способностью газа проникать в интервале перфорации в скважину и образовывать газовые пачки.

· Способностью газовых пачек к всплытию в столбе жидкости с одновременным расширением и вытеснением ее из скважины.

· Способностью газовой пачки к всплытию в загерметизированной скважине, сохраняя первоначальное (пластовое) давление.

· Газ взрывопожароопасен и токсичен.

 

Причины   перехода ГНВП в ОТКРЫТЫЕ ФОНТАНЫ.

Техническая характеристика.

1. Диаметр уплотняемых труб                                33,42,48,60,73,89 мм
2. Рабочее давление                                                             250 атм
3. Пробное давление                                               500 атм
4. Диаметр проходного отверстия                         125 мм
5. Диаметр уплотняемого геофизического                                  

кабеля и каната                                                                6,3-16 мм

6. Масса                                                                       280 кг

7. Управление превентором                                     ручное

ПРЕВЕНТОР малогабаритный трубный ПМТ-156*210 атм.

Предназначен для герметизации устья скважин с целью предупреждения выброса или открытого фонтанирования, как при наличии трубы в скважине, так и без неё.     

Техническая характеристика.

1. Диаметр прохода                                                             156 мм

1.  Рабочее давление                                                            210 атм
2.  Пробное давление                                                     420 атм
3.  Наружный диаметр герметизируемых труб                60,73,,89 мм

5. Привод плашек превентора                                            ручной

6. Количество оборотов каждого штурвала

 для закрытия                                                                    14-15 об.                    

7. Рабочая среда                                                                    нефть; газ; газоконденсат;

                                                                          вода; растворы

8. Масса                                                                                  300 кг

       Состоит из корпуса, корпуса плашек плунжерного типа, плашек, штока, гайки штока, центраторов под типо-размеры труб (3 шт.) и штурвала управления.

       На скважине превентор устанавливается центраторами вверх.

       Нельзя расхаживать трубы при закрытом превенторе во избежание повреждения резиновых уплотнителей.

       Нельзя производить посадку на корпусе плашек труб массой более 500 кг.

 

МАНИФОЛЬДЫ ПВО.

Предназначены для обвязки стволовой части ПВО с целью управления скважиной при ГНВП. Поставляются составными частями:

• блок дросселирования
• блок глушения
• пакет напорных труб
• пульт управления дросселем
• комплекты монтажных запчастей
• сопроводительная документация

Серийно выпускаются следующие типы манифольдов: МПБ2-80*70, МПБК3-80*70, МПБ2-80*35К2, МПБ3-80*35, МПБ3-80*35К2, где:

М – манифольд; П – противовыбросовый; Б – блочный; К – комбинированный;

2,3 – номера схем обвязки по ГОСТу. 13862-90; 80 – условный проход напорных труб, мм

35,70 - рабочее давление, МПА;  К1 , К2, К3 - исполнение по коррозийной стойкости

Обеспечивает выполнение следующих операций:

1. Разрядку скважины через любую линию манифольда.

2. Замену газированного раствора утяжеленным.

3. Выпуск раствора с регулируемым противодавлением на пласт через затрубное пространство при помощи дросселя.

4. Закачку раствора буровыми насосами или агрегатом ЦА-320.

Манифольд состоит из следующих основных узлов :

· Блока глушения

· блока дросселирования

· сепаратора – для естественного выделения газа из раствора при ГНВП

Требования к монтажу и эксплуатации МПБ

1. Длина выкид. линий должна быть:

- для нефтяных скважин 3 категории- не менее 30м.

- для нефтяных скважин 1,2 категории, а также для разведочных и газовых- не менее 100м.

2. Линии должны иметь уклон 1,5 градуса от устья в сторону приемных ёмкостей.

3. Расстояние от концов выкид. линий манифольда до всех коммуникации и сооружении, не относящихся к обьектам буровой установки, должно быть не менее 100 м. для всех категорий скважин.

4. Консоль от последней опоры не более 1м.

5. Расстояние от устья до блоков глушения и дросселирования 15-20 м., а между стойками опор 6-8м. Последняя опора бетонируется в грунте объемом 0,6*0,6*1м. и глубиной не менее 0,6м.

6. Выкид. линии не должны пересекать подъездные пути .

7. Манометры должны иметь верхний предел диапазона измерении на 30% превышающие давление опрессовки тех. колонны

8. На задвижки перед дросселем устанавливается табличка с указанием давления опрессовки тех. колонны и давление гидроразрыва пласта.

9. После монтажа манифольд до концевых задвижек вместе с ПВО опрессуется водой на давление опрессовки тех. колонны .

10. Выкид. линии после концевых задвижек опрессует водой:

-50 атм при рабочем давлении ПВО до 210 атм

-100 атм при рабочем давлении ПВО более 210 атм

          11. Манифольд продувает сжатым воздухом после каждого   открытия коренной задвижки, но не реже 1 раза в неделю

 

                               ПРЯМОТОЧНЫЕ ЗАДВИЖКИ ЗМ-80х350 с ручным управлением

                                                             и  ЗМГ-80х350 с дистанционным гидроприводом.

       Задвижки предназначены для перекрытия линий манифольда ПВО при работе в образивных средах. Задвижка прямоточная – контакт между шибером и седлами – металл по металлу.

Техническая характеристика.

1. Условный проход                                                80 мм
2. Рабочее давление                                                 330 атм
3. Пробное давление                                               700 атм
4. Управление задвижкой                                       ручное

5. Рабочая среда                                           нефть; газ; газоконденсат; 

                                                                                      растворы

8. Масса                                                                      129 кг

Техническая характеристика.

1. Условный проход                                                80 мм
2. Рабочее давление                                                 350 атм
3. Пробное давление                                               700 атм
4. Управление дросселем                                        ручное

5. Рабочая среда                                           нефть;газ; газоконденсат;

                                    растворы

8. Масса                                                                      110 кг

КОЛОННЫЕ ГОЛОВКИ типа ОКК.

Оборудование колонное клиновое (с клиновой подвеской обсадных труб) предназначено для:

• подвешивания и центровки обсадных колонн;
• герметизации и разобщения межколонных пространств с возможностью контроля давления в межтрубном пространстве;
• установки ПВО (в процессе бурения) и фонтанной арматуры (в процессе эксплуатации);
• проведения технологических и ремонтных работ при эксплуатации скважин.

Оборудование обвязки обсадных колонн типа “ОКК” рассчитано на рабочее давление 210, 350 и 700 атм и предназначено для подвески двух и более обсадных колонн (4-5).

Шифр “ОКК-3”-350х146х245х324х426хК2:

· ОКК - оборудование колонное клиновое

· 3 – количество подвешенных колонн

· 350 – рабочее давление, атм

· 146,245,324 – наружные диаметры подвешенных колонн, мм

· 426 – наружный диаметр кондуктора, мм

· К2 – коррозийная стойкость 2-ой степени.

 

ШАРОВЫЕ КРАНЫ.

ОБРАТНЫЕ КЛАПАНА.

Обратный клапан предназначен для предупреждения выброса жидкости или газа из скважины в процессе спуска и подъема бурильных труб и НКТ, при прекращении промывки скважины в процессе бурения и ремонта скважин. Выпускаются следующие типы обратных клапанов :

- КОБТ – клапан обратный буровой тарельчатый на рабочее давление 350 атм

- КОБМ - клапан обратный буровой манжетный на рабочее давление 350 атм

Недостатки:

1. Одностороннего действия

2. Недолговечность тарелки и седла

3. Невозможно пропускать геофиз. приборы

4. При переливах невозможно навернуть без специального приспособления.

Схема№1 (АНК «БН»)

Схема№3 (АНК «БН»)

Тех. Условия.

1. Схема№3 применяется для оборудования устья при ремонте скважин 1-2 категории и перфорации скважин всех категории. При перфорации скважин 3 категории допускается монтаж одной выкид. линии, при этом на выполнение аварийных работ на скважине иметь запас труб 70 м.
2. ППМ после монтажа опрессуют на максимальное ожидаемое давление, но не выше давления о.э.к. и рабочего давления арматуры (превентора).
3. Выкид. линии должны иметь уклон от устья скважины 1,5 градуса и закрепляться на опорах через 6-8 м..

4. При комбинированной колонне НКТ на мостках необходимо иметь спец. опресс. Трубу с переводником и шаровым краном по диаметру и по прочности, соответствующей верхней секции НКТ. Труба, переводник и шаровой кран окрашивается в красный цвет.

Задвижка № 5 в нормальном состоянии – открыта; Задвижки № 1, 2, 3, 4 – закрыты;

Обозначения к схеме 3.

1. К насосным установкам или прямой сброс; 2. Манометр с запорным устройством и разделителем сред; 3. Кран высокого давления (КВД); 4. Задвижка; 5.Выкидная линия (в емкость долива, желобную систему); 6. Насосно-компрессорные трубы (НКТ); 7. Гидроротор (КМУ, АПР); 8. Превентор; 9.Крестовина арматуры или переходная катушка для  АУШГН,  АУЭЦН; 10. Муфта обсадной трубы; 11. Опора; 12. Хомут крепления выкидной линии;

13. БРС.                                               

                                            

Консервация скважин в процессе эксплуатации и П\Б при их расконсервации.

Все категории скважин – параметрические, поисковые, разведочные, эксплуатационные, нагнетательные, поглощающие, водозаборные, наблюдательные, скважины с открытым стволом, скважины со спущенной колонной, но не перфорированные, а также скважины, предназначенные для сброса и захоронения промышленных стоков, токсичных, ядовитых и радиоактивных отходов подлежат консервации.

       До ввода скважины в консервацию необходимо:

• поднять из скважины оборудование
• спустить НКТ, промыть ствол скважины, очистить интервал перфорации с доведением параметров раствора до значений, установленной проектной документацией и обработанную ингибитором коррозии
• проверить герметичность колонны и отсутствие за колонных перетоков
• верхнюю часть скважины заполнить незамерзающей жидкостью – на глубину 25-30 м. заполняют 30% раствором хлористого кальция, нефтью, соляровым маслом и т.п., а в условии многолетней мерзлоты скважины заполняют незамерзающей жидкостью на всю глубину мерзлых пород;
• схема обвязки устья скважин, установка цементных мостов выше интервала перфорации, возможность извлечения из скважины НКТ устанавливаются проектной документацией на консервацию скважины.

Требования, предъявляемые к монтажу стволовой части ПВО.

1. Все стволовые проходы ПВО должны иметь соостность между собой, обсадной колонной, а также иметь одинаковый диаметр, в т.ч. рабочие давления (Рраб. Всех узлов должны быть одинаковы).

2. Если внутренний диаметр крестовины ПВ больше, чем у обсадной колонны, то устанавливается предохранительное кольцо со скосом под углом 60 градусов.

3. Монтаж ПВО производит спец. обученный персонал под руководством механика ПВО.

4. Превенторы должны устанавливаться талевой системой.

5. ПВО должны иметь паспорт с завода-изготовителя, в паспорт должны записываться отметки о произведенном ремонте, замене отдельных деталей и узлов, резиновых уплотнителей к клапанам ПВО, а также испытании на герметичность и движении ПВО.

6. На корпусе каждого превентора крестовина над превенторной катушки должны быть четко нанесены инвентарные номера.

7. Допускается применение отдельных деталей и узлов, изготовленных на базах производственного обслуживания предприятий в соответствии с утвержденными техническими условиями, при этом изготовленные узлы и детали должны иметь паспорта и проведены все необходимые гидравлические испытания.

8. Ось отводов крестовины должна находиться на высоте не менее 0,8м от земли.

9. Гладкая часть патрубка колонного фланца, на которой установлена ПВО, должна быть не менее 0,3м

10. Привод ручного управления превентором устанавливается не ближе 10мот устья, за щитом с навесом, который должен быть изготовлен из листовой стали 5мм или из досок, толщиной 40мм. Щит должен иметь следующие размеры: ширина-2,5м, высота-2м, козырек-0,5м. На щитке перед каждым штурвалом водостойкой краской должны быть нанесены:

· Номер превентора

· Направление вращения штурвала на закрытие стрелкой

· Число оборотов штурвала до полного закрытия

· Давление опрессовки технической колонны

· Диаметр установленных плашек

· Метка совмещения (фиксация) на рукоятке штурвала и щите.

11. Угол отклонения карданного вала и осью гидроцилиндра. ППГ допускается не более 8 градусов

12. Под буровой должен быть твердый настил для доступа к ПВО.

13. Перед рукоятками на основном пульте управления должны быть четкие надписи- превентор «нижний», превентор «средний», превентор «универсальный» и т.д.; рукоятка управления должна быть в крайнем положении – «открыто», «закрыто». Линии рукоятки должны быть зафиксированы или снять.

14. Заканчивается монтаж ПВО опрессовкой с составлением акта№2 и ведомости в двух экземплярах: в ведомость заносят все узлы ПВО и фактическая схема обвязки, один экземпляр, который со всеми предположениями должен быть на буровой, второй в отделе гл. механика.

15. Демонтаж ПВО разрешается производить только после цементирования обсадной колонны, окончания срока ОЗЦ (ожидание затвердения цемента) и заключении геофизической службы о перекрытии цементом продуктивных горизонтов.

 

Требование к монтажу и эксплуатации ПВО согласно

ПБ НГП

1. ПВО выбирается в зависимости и с учетом выполнения следующих технологических операций:

· Герметизации устья при наличии труб и без них;

· Подвеска труб на плашки превентора после его закрытия;

· Срезание колонны труб;

· Контроля за состоянием скважины во время глушения;

· Расхаживания труб для предотвращения их прихвата;

· СПО части или всей длины бурильной колонны при загерметизированном устье скважины.

2. Все стволовые проходы ПВО должны иметь соосность между собой и обсадной колонны, иметь одинаковый диаметр и одинаковое рабочее давление.

3. Если внутренний диаметр крестовины ПВО больше, чем у обсадной колонны, то устанавливается предохранительное кольцо со скосом под углом 60 градусов.

4. ПВО при ремонте скважин устанавливается на эксплуатационную колонну и монтаж его выполняется согласно типовой схеме (1,3), утвержденной АНК «Башнефть» и согласованной с Башкирским Управлением Ростехнадзора и противофонтанной службой.

5. После монтажа ПВО на скважине, составляется фактическая схема обвязки устья с указанием размеров по стволовой части.

6. Составляется ведомость на комплект ПВО.

После монтажа ПВО вместе с манифольдом до концевых задвижек опрессуют водой на давление опрессовки обсадной колонны.

7. Выкид. линии после концевых задвижек опрессуют водой:

-50 атм при рабочем давлении ПВО до 210 атм

-100 атм при рабочем давлении ПВО более 210 атм

8. Штурвалы ручного управления превенторами устанавливаются в легко доступном месте за отбойным щитом с навесом (ширина 2,5 м., высота 2м, навес 0,5 м) не ближе 10м от устья. Щит изготавливают из листовой стали толщиной 5мм. На щите наносятся надписи:

· Направление вращения штурвала «закрытие-открытие» - стрелками;

· Количество оборотов штурвала на закрытие;

· Метка совмещения на рукоятке штурвала и на щите при полном закрытии превентора..

9. Выкид линии для скважин 1,2 категории не менее 100м, для 3 категории не менее 30м.

10. Мастером бригады ежеквартально со всеми рабочими бригады проводится инструктаж по правилам управления и эксплуатации ПВО.

11. Для предотвращения износа стволовой части обеспечить контроль за центровкой мачты относительно оси устья скважины.

Арматура

АУШГН – 146х14, АУШГН – 168х14

       Арматура устьевая для штанговых глубинных насосов предназначена для:

1. Обвязки и герметизации устья нефтяных скважин.
2. Удержание на весу колонны НКТ.
3. Направление нефти в выкидную линию.
4.  Выполнение различных технологических операций.
5. Проведение глубинных исследований.

Техническая характеристика.

1. Условный проход запорных устройств и элементов

обвязки арматуры                                                             50 мм

1. Рабочее давление                                                             140 атм
2. Пробное давление                                                           210 атм.
3. Температурный режим эксплуатации                           -45,+40.
4. Масса                                                                                 116,126 кг

 

Арматура

АУЭЦН-146х14, АУЭЦН 168х14.

        Арматура устьевая для электроцентробежных насосов предназначена для:

1. Обвязки и герметизации устья нефтяных скважин.
2. Удержание на весу колонны НКТ.
3. Направление нефти в выкидную линию.
4.  Выполнение различных технологических операций.
5. Проведение глубинных исследований.

Техническая характеристика.

1. Условный проход запорных устройств и элементов

обвязки арматуры                                                             50 мм

2. Рабочее давление арматуры в сборе с

верхней задвижкой и кабельным вводом                                40 атм

3. Рабочее давление арматуры без

верхней задвижки и кабельного ввода                                    140 атм

4. Пробное давление                                                                 210 атм.

5. Температурный режим эксплуатации                     -45,+40.

6. Масса                                                                                       138,147 кг

Состоит из следующих деталей и узлов:

· Устьевого патрубка с фланцем

· Вкладыша устьевой арматуры

· Гайки прижимной

· Верхней задвижки

· Пробоотборника

· Угловых вентилей (3шт.)

· Выкидной линии из НКТ диаметром 60мм

Аварийная планшайба.

Предназначены для герметизации устья скважины с целью предупреждения ГНВП при освоении и ремонте скважин

Техническая характеристика.

1. Условный проход                                                50мм
2. Рабочее давление                                                 140атм
3. Пробное давление                                               280атм
4. Масса                                                                     66кг
5. Нагрузка на подвесной трубе                             до 15 тонн

Аварийные планшайбы окрашиваются в красный цвет, наносится инвентарный номер. Ревизия, ремонт и опрессовка на рабочее давление планшайбы и крана высокого давления в мех. мастерских производится не реже 1 раза в год. В бригаду поступает она вместе с актом на опрессовку. Планшайба хранится с открытым краном. Перед началом каждой смены проверяется комплектность и исправность.

 

Фонтанная арматура.

  Фонтанная арматура предназначена для оборудования устья фонтанирующих газовых и нефтяных скважин с целью их герметизации, контроля и регулирования режимов эксплуатации.

Фонтанная арматура состоит из:

• фонтанной ёлки;
• трубной обвязки.

Требования к монтажу и эксплуатации устьевого оборудования на скважинах ППД согласно ПБ НГП.

Н.А.предназначена для герметизации устья нагнетательных скважин и контроля режима закачки воды. Н.А. устанавливают на колонную головку или колонный фланец. Через Н.А. проводится спуск инструментов и приборов при исследовании скважин. Н.А. состоит из ёлки трубной обвязки, ёе конструкция обеспечивает возможность измерения «Р» и «Т» среды. Трубная обвязка состоит из крестовины, задвижек и фланцев. Ёлка состоит из стволовых и боковых задвижек, обратного клапана, манометра. Заводы выпускают 3 типа- размера Н. А.:

Показатели	АНК1-65*21	АНК1-65*35	АНК-65*21
Условный проход ствола и боковых отводов, мм	65	65	65
Рабочее давление, МПа	21	35	21
Тип соединения	фланцевый	фланцевый	фланцевый
Тип запорного устройства	ЗМС-1	ЗМС-1	ЗМС-1
Масса,кг	935	962	580

 

Расшифровка:

А.Н. – арматура нагнетательная,

К – подвеска НКТ на резьбе,

65 – внутренний проход, мм;

1 – первой модели;

0 – облегченная арматура.

       После монтажа на устье Н.А. опрессуют на «Рм.о.д.», но не выше «Ро.э.к.» или рабочего давления НА.

Перед монтажом Н.А. необходимо:

1. Тщательно протереть уплотнительные канавки привалочных фланцев ёлки и крестовины, нанести на канавки смазку.
2. Проверить правильность сборки всех соединений.

Перед началом работы проверить:

· Все запорные устройства Н.А. на плавность открытия-закрытия и наличие смазки в полости корпуса путем контрольной набивки смазки.

· Затяжку всех фланцевых соединений.

· Правильность положения указателя открытия-закрытия затвора задвижки.

На участках обслуживания Н.А. должны быть след. принадлежности:

· Манометры

· Запасные задвижки

· Смазка ЛЗ-162

· Уплотнительная паста

· Нагнетатель смазки

· Прокладки, шпильки, гайки

· Комплект ключей

При окружающей температуре ниже 0 градусов, Н.А. утепляется.

 

Требования ПБ НГП при монтаже и эксплуатации Н.А.

 На скважине во время монтажа и эксплуатации Н.А. должны быть СИЗ, пожаротушения, средства связи, средства 1-й мед. помощи. В арматуре должны быть запорные устройства, позволяющие заменять манометры.

Монтаж-демонтаж, устранение неисправности, замена узлов и деталей при наличии «Р» запрещается. Не допускается Н.А. при неисправных:

· Манометрах или их отсутствия

· Неисправных клапанах в запорных устройствах

Оборудования устья нагнетательных скважин должно соответствовать проекту, при разработке которого должны быть учтены состав, физико-химические свойства нагнетаемого агента и максимально ожидаемое давление нагнетания.

       Нагнетательная скважина должна оборудоваться НКТ и при необходимости пакерующим устройством, обеспечивающим защиту и изоляцию эксплуатационной колонны от воздействия на нее нагнетаемого агента.

 

На скважинах с АУШГН.

       Наиболее распространён в мировой практике штанговый насосный способ добычи нефти, который охватывает более 2/3 общего действующего фонда.

1. СШНГУ (скважинная штанговая глубинная насосная установка) состоит из «СК», устьевой арматуры, колонны НКТ, подвешенных на устьевом вкладыше, насосных штанг, штангового насоса – вставного или невставного (трубного). Возвратно- поступательное движение плунжера насоса, подвешенного на штангах, обеспечивает подъем продукции из скважины на поверхность. При наличии парафина на штангах устанавливают «скребки», очищающие внутренние стенки НКТ. Для борьбы с газом и песком на приеме насоса могут устанавливаться газовые или песочные якоря.                               Отбор продукции составляет от нескольких сот кг до 350-400 т/сут. с глубин 3500 м и более.
2. Устьевой патрубок с фланцем и вместе с устьевым вкладышем предназначен для:
• Обвязки и герметизации устья скважины
• Удержания на весу колонны НКТ
• Направления нефти в выкид. линию
• Выполнения различных технологических операций
• Регулирования отбора проведения глубинных исследований

До установки на устье арматура в сборе в условиях мех. мастерских опрессовывается водой на рабочее давление 140 атм с выдержкой 5 мин. Пробное давление равное 1,5*Рраб. Монтаж устьевого патрубка с фланцем производится на эксплуатационную колонну, резьбовая часть должна быть смазана смазкой для ФА марки ЛЗ-162 от -40 до +120 градусов.

1. Полированный шток предназначен для соединения колонны насосных штанг с канатной подвеской. «ПШ» изготавливают круглой холодно-тянутой калиброванной, углеродистой стали марки «40». Выпускаются 3-х типо- размеров:

• Д31мм, L=2600 мм, Р=6,5 т, масса 15 кг.
• Д31мм, L=4600 мм, Р=6,5 т, масса 27 кг.
• Д36мм, L=5600 мм, Р=10 т, масса 46 кг.

1. Сальник устьевой самоустанавливающийся предназначен для герметизации «ПШ». Характерной особенностью «СУС» является шарнирне соединение между головкой сальника и его тройником- для поворота головки в пределах конусного угла «3 градуса» и самоустанавливание по «ПШ»- этим обеспечиваются уменьшение одностороннего износа набивки при несоосности «ПШ» с осью ствола скважины. Сальник устьевой изготавливается 2 типо- размеров: СУС1А-73*31 и СУС2А-73*31

СУС1А – с одинарным уплотнением, предназначенный для скважин с низким статистическим уровнем и без газопроявлений. Выдерживает Р=70 атм при неподвижном «ПШ».

СУС2А – с двойным уплотнением, предназначенный для скважин с высоким статистическим уровнем и с газопроявлениями. Выдерживает наибольшее Р=140 атм при неподвижном «ПШ» и затянутой сальниковой набивкой.

1. После монтажа на устье арматуры должна быть опрессована (без «СУС») на максимально ожидаемое давление, но не выше «Ро.э.к.» или «Рраб.» АУШГН.
2. Обвязка устья скважины должна позволять смену набивки «СУС» при наличии давления в скважине. Замер давления на устье и температуру продукции
3. «СК» предназначен для преобразования вращательного движения в возвратно- поступательное движение плунжера глубинного насоса.

Все движущиеся части СК должны быть ограждены, кондуктор должен быть связан с рамой СК двумя заживляющими проводниками, доступных для осмотра. Стальной канат запрещается применять.

 

Требования ПБ НГП.

1. Все работы по монтажу-демонтажу и эксплуатации ЭЦН необходимо выполнять в соответствии с ПБ НГП, правилами устройств электроустановок.
2. Проверку надежности крепления оборудования, контактов наземного электрооборудования и др. работы осуществлять только при выключенной установке.
3. Корпус трансформатора и станции управления, броня кабеля должны быть заземлены.
4. Обсадная колонна должна быть соединена с заземляющим контуром или нулевым проводом сети 380В.
5. Кабель от ЦУ до устья скважины прокладывается на спец. опорах на расстоянии 0,5м от земли.
6. Запрещается прикасаться к кабелю при работающей установке и при пробных спусках.

Приложения

              

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                                                                                     

 

 

Задвижка клиновая ЗКС.

 

Задвижка клиновая ЗКС предназначена для установки в качестве запорного механизма на трубопроводах высокого давления. Основные потребители - нефтеперерабатывающие и газоперерабатывающие заводы, различные химические производства. Задвижки изготавливаются из легированной и нержавеющей стали.

Техническая характеристика

Рабочее давление, Рр, МПа (кгс/см2)	21 (210)
Условный проход, Ду, мм	65
Присоединительная резьба обсадных труб по ГОСТ 632-80, мм	146

Габаритные размеры, мм:

длина	2966(3072)
ширина	1000
высота	1940(1665)
Масса, кг	806(731)

Данные в скобках - для сварного варианта.

 

 

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

1,6 - кольца уплотнительные полиуретановые;
2 - задвижка ЗМС 65-21;
3 - контрольное устройство;
4 - трубная головка;
5 - колонный фланец.

 

 

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

Рабочее давление, МПа	21
Условный проход, мм	50
Тип запорных устройств	задвижка ЗМС 65-21
Тип подвески насосно компрессорных труб	муфтовая концентричная
Масса, кг, не более	580

 

                                                                       

                  

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Тема 3.

 Газоанализаторы на санитарные нормы:

                             АНКАТ-7631 и его модификации.

ГазоанализаторыАНКАТ-7631-01Н. (-03Н).

Назначение:  Для замера и контроля концентраций вредных газов в воздухе рабочей зоны на санитарные нормы в мг/м³, с выдачей аварийной сигнализации при превышении ПДК измеряемого компонента газа –( H₂S или СО ).

Условия эксплуатации.

1. t = -20 +45°С. 2.Относительная влажность от 30 до 95% при 20ºС.

3.Резкие изменения температуры не допускаются, из-за конденсации влаги. 4.Исключить внешние механические воздействия, электрические и

магнитные поля (кроме земного).

Техническая характеристика.

1. Диапазон показания на табло - H₂S - 0-20 мг/ м³; СО - 0-50 мг/м³ .

2. Сигнализация - звуковая и световая: прерывистая; по H₂S от 3 мг/ м³ до 100 мг/ м³; по СО от 20 мг/ м³ до 100 мг/ м³; свыше 100 мг/ м³ сигналы постоянные для обоих газов.

3. Время прогрева не более 5 мин.

4. Рабочее питание в цепи от 7В и до 8,4В.

5. Госповерка не менее 1 раз в год. 

6. Время работы без подзарядки -24 часа.

7. Время зарядки (полной) 16 часов. 

8. Полный срок службы прибора 8 лет.

 Электрохимической ячейки не менее

-1,5года.

9. Завод изготовитель допускает погрешность измерений в следующих диапазонах: Для H₂S, в диапазоне 0-3 мг/ м³, Δ = ± 0,75 мг/ м³ , и в диапазоне 3-20 мг/ м³ , Δ =  ±( 0,2 +0,19Свх) мг/ м³, где Свх  -концентрация измеряемого компонента. (показания прибора.)     

Для СО, Δ = ± (5 + 0,1 Свх) мг/ м³ ;   

10. Масса -0,33кг.             

Устройство:  

1. Корпус.          

2. Измерительное устройство.

3. Электрохимическая ячейка (датчик).

4. Аккумуляторная батарея.

5. Индикатор цифровой.

6. Установка звукового сигнала.

7. Установка нуля.

8. Кнопки включения и выключения.

9. Подсветка.

10. Световой сигнализатор.

Подготовка, порядок работы.

1. Госповерка по паспорту (аттестат) – не менее I раза в год.

2. Внешний осмотр.

3. Установка нуля. На чистом воздухе включаем кнопку включения, ждем прогрева, потом смотрим на табло, если высвечиваются мигающие две точки - требуется зарядить батарею.

После зарядки, отверткой устанавливаем табло на нуль. Идем проводить замер,(В СИЗ и с дублёром) данные заносим в журнал КВС.

 Анализ воздуха АНКАТом из недоступных мест .

1. Включить газоанализатор;

2. Снять декоративный колпачок с ячейки и на его место установить поверочное устройство(состоящего из поверочного колпачка, мехов резиновых(груша) и трубки, поставляемых по отдельному заказу.);

3. К одному из штуцеров подключить трубку, ко второму штуцеру грушу;

4. Второй конец трубки поместить в объём, где необходимо произвести анализ;

5. Прокачать воздух с помощью груши в течении 1-2минут. Показания газоанализатора фиксировать после получения устойчивого значения цифрового индикатора.

 

                    Газоанализатор АНКАТ-7631М- Н 2 S .

 Газоанализатор АНКАТ-7631М- Н 2 S предназначен для измерения массовой концентрации Н 2 S  в воздухе взрывоопасных зон помещений и открытых пространств и выдачи сигнализации об увеличении  массовой концентрации относительно установленных пороговых значений.

 Принцип действия газоанализатора – электрохимический.

 Тип газоанализатора – носимый (индивидуальный).

 Способ забора пробы – диффузионный.

 Режим работы – непрерывный.

 Газоанализатор - выполнен во взрывозащищенном исполнении, соответствуют ГОСТ Р 51330.0-99, ГОСТ Р 51330.10-99, имеют маркировку взрывозащиты «1 Exib 11 CT 6 X ». Где 1- взрывобезопасный уровень(первый) взрывозащиты по ГОСТ Р 51330.0-99, обеспечиваемый видом «искробезопасная электрическая цепь» (ib) по ГОСТ Р 51330.10-99. X – в маркировке взрывозащиты, указывает на специальные условия для обеспечения безопасности в эксплуатации.

Газоанализатор - имеет следующие виды сигнализации:

 1- Прерывистую, световую красного цвета и звуковую с периодом повторения 3 секунды, свидетельствующее:

-  о превышение массовой концентрации измеряемого компонента порога срабатывания «Порог-1».

 2- Прерывистую световую красного цвета и звуковую с периодом повторения 1 секунда, свидетельствующее:

- о превышении массовой концентрации измеряемого компонента порога срабатывания «Порог-2».

 3- Постоянную звуковую, свидетельствующую о разряде встроенной аккумуляторной батареи с выдачей на индикатор газоанализатора мнемосимвола батареи и индикации «000».

 Условия эксплуатации.

 1. Температура окружающей среды: -30 до +45 ºС (для О2 от-20 до +45ºС );

 2. Атмосферное давление: от 84 до 106,7 кПа (от 630 до 800 мм. рт. ст.);

 3. Относительная влажность воздуха: от 30 до 95% при температуре +25ºС;

 4. Содержание пыли не: более 0,001 г/м³

 5. Производствен. вибрация с частотой (10-55) Гц и амплитудой не >0,15мм;

 6. Напряженность внешнего однородного переменного, магнитного поля - не более 400 А/м, а электрического поля не более 10 кВ/м; ( т. е. как и обычный АНКАТ- боится внешних электрических и магнитных полей, кроме земного, не более вышеуказанных величин ).

 7. Газоанализаторы на СО, Н2S, О2 , устойчивы к воздействию:

 - длительных кренов до 15º от вертикали во всех направлениях, а также качки до 22,5º с периодом от 7 до 9 секунд;

 - вибрации с частотой (5-100) Гц и ускорением до 69 м/с² ;

 - ударов с ускорением 29,4 м/с² при частоте 40-80 ударов в минуту;

 - соляного тумана.

        Диапазоны установки порогов срабатывания сигнализации.

Наименова­ние газоанализаторов	Значение порога сраба- тывания сигнализации, мг/м3 (об.доля.%)		Диапазон установки порога срабатывания сигнализа-ции, мг/м3 (об.доля.%)
	«Порог 1»	«Порог 2»	«Порог 1»	«Порог 2»
АНКАТ-7631М-СО	20	50	От 5 до 39	от 40 до 200
AHKAT-7631M-H2S	3	10	от 0 до 9	от 10 до 20
АНКАТ-7631М-NНз	20	60	от 5 до 24	от 25 до 150
AHKAT-7631M-CI2	1	5	от 0,3 до 4,9	от 5 до 25
AНKAT-7631M-SО2	10	20	от 0 до 10	от 11 до 20
AHKAT-7631M-NO2	2	10	от 0 до 4,9	от 5 до 10
АНКАТ-7631М-О2	18	23	от 17 до 20	от 21 до 24
Примечание - Газоанализатор АНКАТ-7631М-О2-Р имеет один порог срабатывания сигнализации - «Порог 2» = 8

 -Питание газоанализаторов осуществляется от встроенной аккумуля­торной батареи, состоящей из трех аккумуляторов типоразмера ААА.

-Время непрерывной работы газоанализаторов до разряда аккумуляторной бата­реи при номинальном значении температуры окружающей среды (20 ± 5) °С и при отсутствии световой и звуковой сигнализации - не менее указанных нижеследующих данных, в соответствии с паспортным значением ёмкости аккумуляторной батареи.

 Паспортное значение ёмкости           Время непрерывной работы,

 аккумуляторной батареи, мА ч.                      часов.

800 34

700                                                       30

600                                                       26

 -Уровень звукового давления, создаваемого газоанализаторами, - не менее 70 дБ на расстоянии 1 метр.

 - Средний полный срок службы газоанализатора–10 лет, а ЭХЯ-3 года.                                                                                                                                                                    

 Технические характеристики.

                                 Диапазоны  Диапазоны Единицы Допуст. абсол.

                                  измерения показания измерения погрешность

 АНКАТ-7631М-СО от 0 до 200 от 0 до 350 мг/м³     ± 5 мг/м³

 АНКАТ-7631М- Н2 S , от 0 до 20 от 0 до 40   мг/м³     ± 0,75 мг/м³

 АНКАТ-7631М- SO2   от 0 до 20  от 0 до 40   мг/м³     ± 2,5 мг/м³

 АНКАТ-7631М- О2       от 0 до 30  от 0 до 45 Об. доля, % ± 3% об.доли

 

        

 

 

                 

 

 

                Рис. 1. Общий вид газоанализаторов АНКАТ-7631М.

Устройство и работа.

 1-корпус.                                                       11-плата измерительная.

 2- ЖКИ.                                                         12- ЭХЯ.

 3-табличка с хим. формулой изм. газа.      13-прокладка.

 4-индикатор единичный, красного цвета. 14-табличка.

 5-заглушка.(гнездо для подключения ЗПУ ) 15-зажим.

 6-знак фирменный                                       16-крышка.

 7-колпачок.                                                   17-крышка.

 8-кнопка включения питания. О                 18-выносной блок датчика на

 9-кнопки управления. ∆,  .                       кабеле, для Г. на О2–ВД.

 10-кнопка сервисного режима - #.              19-месторасположение пломб.

Газоанализаторы являются одноканальными, одноблочными, носимыми (индивидуальными) приборами непрерывного действия с диффузионным способом отбора пробы.

 Конструктивно каждый газоанализатор состоит из:

 - блока аккумуляторов, расположенного под крышкой (17);

 - платы измерительной (11);

 - ЭХЯ (12);

 - платы индикации.

 Блок аккумуляторов состоит из трёх аккумуляторов типоразмера ААА и устройства искрозащиты, залитых компаундом.

 На передней панели газоанализатора расположен индикатор единичный красного цвета (4). В верней части передней панели расположен цифровой жидкокристаллический индикатор - ЖКИ (2). На боковой панели газоанализатора расположены: - кнопка включения « О » (8);

 - кнопки управления « ∆, ,» (9);

 - кнопка сервисного режима « # » (10);

 - гнездо для подключения зарядно-питающего устройства (ЗПУ), закрытое заглушкой (5).

 На пластине, закрывающей аккумуляторный отсек, рельефным шрифтом должна быть нанесена надпись- « ОТКРЫВАТЬ ВО ВЗРЫВООПАСНОЙ СРЕДЕ ЗАПРЕЩАЕТСЯ».

 Крышка корпуса газоанализаторов крепятся винтами, два из которых пломбируется.

В основу принципа действия газоанализаторов положен электрохимический метод. При проникновении исследуемого газа через пористую мембрану ЭХЯ формируется токовый сигнал (либо сигнал постоянного напряжения для кислорода), пропорциональный концентрации измеряемого компонента в воздухе. Проходя последовательно по тракту усиления, сигнал преобразуется в напряжение и поступает на аналоговый вход однокристальной микро-ЭВМ.

Микро-ЭВМ выполняет ряд функций:

 - преобразует аналоговый сигнал в цифровую форму;

 - осуществляет опрос кнопок управления;

 - осуществляет контроль АКБ, и обеспечивает выдачу команды на запуск сигнализации при разряде батареи.

 Эксплуатация. Перед включением газоанализатора необходимо:        

1. Госповерка

2.Внешний осмотр, при этом необходимо проверить:

 - наличие и целостность маркировок взрывозащиты и степени защиты;

 - наличие всех крепёжных элементов;

 - наличие неповреждённых пломб;

 - отсутствие механических повреждений, влияющих на работоспособность;

 - исправность органов управления.

 ВНИМАНИЕ! Эксплуатация газоанализатора с повреждёнными элементами или пломбами и другими неисправностями категорически запрещается.

3.При необходимости зарядить АКБ.

4.Проверка работоспособности газоанализатора, необходимо:

 1). включить питание газоанализатора, для этого нажать и удерживать кнопку " О " (см. рисунок, поз.-8) на боковой стенке корпуса, при этом загорится единичный индикатор красного цвета (4) на лицевой панели. Через (1 - 5)сек. еди­ничный индикатор погаснет. Отпустить кнопку "О " После выключения единич­ного индикатора, на лицевой панели, на ЖКИ начнется прямой отсчет от 0 до 99. По завершении отсчета газоанализатор перейдёт в режим измерения, единица измерения (мг/м³ или % об доли) индицируется на ЖКИ периодически.

 2). Для проверки напряжения аккумуляторной батареи, установленных по­рогов срабатывания сигнализации для перехода в меню пользователя необходимо:

 - нажать и удерживать в течение 3 с, кнопку "∆". При отпускании указанной кнопки на ЖКИ выводится значение напряжения на аккумуляторной батарее. 

 - при повторном кратковременном нажатии на кнопку "∆" на ЖКИ выводится установленное значение порога «Порог I» в мг/м³ (% объемной доли - для газоанализаторов замеряющих кислород);

 -  для вывода значения «Порог 2» необходимо в третий раз нажать на кнопку "∆".

5. Изменение порогов срабатывания сигнализации.

1) Для изменения значения порога срабатывания сигнализации "Порог I" необходимо:                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                               

 - одновременно нажать кнопку " " и кнопку " # ", удерживать их в течение не менее 3 сек. При отпускании кнопок проконтролировать появление на ЖКИ сооб­щении "РП1".                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                       

- для перехода в режим корректировки значения порога нажать кнопку "#";

- нажатием кнопок " " (уменьшение) и "∆ " (увеличение) установить значения индикации равным требуемому значению "Порог 1";

- для выхода из режима установки "РП1" в режим измерения с запоминанием вновь введенного значения "Порог 1" нажать кнопку " # ".

2) Для изменения значения порога срабатывания сигнализации "Порог 2" необходимо:

 - одновременно нажать кнопку " " и кнопку " # ", удерживать их в течение не менее 3с. При отпускании кнопок проконтролировать появление на ЖКИ сообщения "РП1";

 - нажать кнопку "∆ ", проконтролировать появление на ЖКИ сообщения "РП2";

 - для перехода в режим корректировки значения порога нажать кнопку " # ";

 - нажатием кнопок " " и "∆ " установить значение индикации равным требу­емому значению "Порог 2";

 - для выхода из режима установки "ПР2" в режим измерения с запоминанием вновь введенного значения "Порог 2" нажать кнопку " # ".

6. При необходимости провести корректировку нулевых показаний и чувствительности газоанализаторов по ПГС согласно разделу 3. (ТС)

7. Выключение газоанализатора. – необходимо одновременно нажать кнопки "  " и "∆ " и удерживать их в течении не менее 3 секунд.

Внимание!

I) Электрохимический датчик содержит жидкий электролит. При дли­тельном нахождении прибора в условиях повышенной влажности возможно появления капель электролита на поверхности мембраны ячейки и на колпачке прибора. Появление капель электролита не является дефектом ЭХЯ, в этом случае необходимо, открутив два винта крепящих декоративный колпачок к корпусу прибора, снять колпачок, осторожно насухо протереть поверхность мембраны фильтровальной бумагой.

2) Электрохимическая ячейка предназначена для работы в условиях диффузионного отбора пробы. Во избежание выхода электрохимической ячейки из строя - появление выброса электролита внутрь прибора, при подаче смеси от баллона с газом под давлением или прокачке пробы при помощи груши, категорически запрещается перекрывать трубку сброса пробы, а также необходимо удостовериться в исправности вентиля точной регулировки и ротаметра.

 3) Работа с сотовыми или радиотелефонами на расстоянии ближе 50см от корпуса газоанализатора может привести к ложным срабатываниям и неустойчивым показаниям.

 Техническое обслуживание

1. В процессе эксплуатации газоанализаторов необходимо проводить следую­щие контрольно-профилактические работы:

1) заряд аккумуляторной батареи:

2) корректировку нулевых показаний и чувствительности;

3) замену ЭХЯ (при необходимости);

4) замену блока аккумуляторов (при необходимости);

5) поверку газоанализаторов.

2. Техническое обслуживание проводить вне взрывоопасных зон помещений и наружных установок.    

3. Заряд аккумуляторной батареи

 1) Заряд аккумуляторной батареи осуществляется при помощи зарядно-питающего устройства ЗПУ-1.2-4 ИБЯЛ.436241.005-07.

 2) Для сохранения разрядной емкости аккумуляторной батареи ее заряд необ­ходимо проводить при температуре окружающей среды (20 ± 5) °С.

 3) ЗПУ обеспечивает снижение заряжаемого тока по мере заряда аккумуля-. торной батареи, поэтому позволяет дозаряжать не полностью заряженные аккумуля­торы, исключая их перезаряд.                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                     

 4) Если систематически дозаряжать не полностью разряженную аккумуля­торную батарею, то отдаваемая ею емкость снижается, поэтому предпочтительный режим эксплуатации - полный разряд аккумуляторной батареи (до срабатывания сигнализации разряда аккумуляторной батареи газоанализаторов), а затем полный цикл заряда от ЗПУ.

 5) Заряд новой аккумуляторной батареи, а также полностью разряженной, производить в течение времени указанном в таблице 3.1

 6) Перед зарядом аккумуляторной батареи необходимо : - выключить газоанализатор;

- вынуть из отверстия в корпусе верхнюю часть (отмаркированную точкой) заглушки (5) (см. рисунок 1.) и сдвинуть ее в сторону, освободив зарядное гнездо:

- подключить зарядное устройство к сети переменного тока, при этом должен загореться светодиодный индикатор на ЗПУ;

- вставить штекер зарядного устройства в гнездо газоанализатора, при этом светодиодный индикатор на ЗПУ должен погаснуть;

- после завершения заряда аккумуляторной батареи отсоединить штекер заряд­ного устройства от газоанализатора и установить на место заглушку (5).                                                                                                                Таблица 3.1

Паспортное значение емкости акку­муляторной батареи, мА*ч	Время заряда, ч
800	20
750	18.5
700	17
650	16
600	15

 Замена ЭХЯ                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                ЭХЯ подлежит замене при уменьшении ее коэффициента преобразований, что проявляется в невозможности провести корректировку чувствительности.

Для замены ЭХЯ необходимо (см. рисунок 1.):                                                                                                                                                                                                                                                      

 1) снять крышку (16), отвернув 4 винта;

 2) отсоединить вилку ЭХЯ (12) от розетки XI на плате измерительной (11) и вы­нуть ЭХЯ из ложемента, предварительно ослабив 2 винта на колпачке (7) и сняв прокладку (прокладки) (13);

 3) взять новую ЭХЯ, сняв с ее выводов технологическую закорачивающую пере­мычку, подсоединить вилку новой ЭХЯ к розетке XI платы измерительной;

 4) уложить ЭХЯ в ложемент, между ЭХЯ и колпачком (7) установить прокладку (прокладки), закрепить крышку;

 5) установить на место заднюю крышку корпуса и металлическую скобу. 

 6) для замены ЭХЯ, входящей в состав выносного блока датчика, необходимо:

- снять декоративный колпачок с ЭХЯ блока датчика;

- отвинтить два винта, крепящие ЭХЯ к корпусу блока датчика;

- отсоединить разъем ЭХЯ от жгута, извлечь ЭХЯ из корпуса;

- вставить новую ЭХЯ, подсоединить жгут;

- установить ЭХЯ в корпус блока датчика, закрепить винтами.

Замена блока аккумуляторов

 Блок аккумуляторов подлежит замене при использовании его ресурса или при его неисправности.

Для извлечения блока аккумуляторов необходимо отвернуть два винта на крышке аккумуляторного отсека (см. рисунок 1., поз. 17). Снять крышку, отвернуть винт, крепящий блок аккумуляторов к корпусу, вынуть блок аккумуляторов. Поста­вить новый блок аккумуляторов и произвести сборку газоанализатора в обратном порядке. Зарядить аккумуляторную батарею согласно вышеназванного раздела.

Поверка газоанализатора                                                                                                                                                                                                                                                                                                                              Поверка газоанализатора проводится один раз в год в соответствии с инструкцией по эксплуатации, а так же после ремонта газоанализатора.

                            

       Госповерка газоаналитических приборов. ГОСТ-8.513-84.

В химической лаборатории стандартизации газоаналитические приборы проходят госповерку согласно их техническим требованиям (на стандартные газовые смеси), данные госповерки заносятся в аттестат прибора, ставится штамп, где указывается число, месяц и год следующей госповерки, а также ставится штамп на приборе (или приклеивается машинописный текст), где указывается квартал и год проведенной госповерки. (Цветная голограмма и штрих-код) Поверку газоаналитических приборов также могут проводить лаборатории имеющие лицензию на проведение поверки.    

Госповерки бывают:

 1. Ведомственная - 1 раз в год.  

 2. Периодическая - 1 раз в шесть месяцев.

 

                    ГАЗОАНАЛИЗАТОР АНКАТ-7664М

 

 Предназначен для измерения объемной доли О2; массовой концентрации СО; Н2S и сигнализации горючих газов, паров и их смеси в воздухе рабочей зоны в диапазоне сигнальных концентраций (Ex) от (5-50)% от НКПР СН4.

Область применения – контроль содержания определяющих компонентов в воздухе производственных, административных и жилых помещений.

Принцип действия газоанализатора:

1. Термохимический – при контроле за содержанием горючих газов.

2. Электрохимический – при контроле за содержанием кислорода (О2),

оксида углерода (СО), сероводорода (Н2S).

 

 

Условия эксплуатации:

1. Температура окружающей среды: от - 20ºС до +45°С.

2. Относительная влажность от 30 % до 95% .

3. Атмосферное давление от 630 до 800 мм рт.ст.

4. Содержание пыли, производственная вибрация, напряженность электри-

  ческих и магнитных полей не должны превышать значений приведенных

  в руководстве по эксплуатации.

 

Техническая характеристика:

Газоанализатор представляет собой индивидуальный (носимый) прибор непрерывного действия.

Время прогрева газоанализатора не более 3 мин.

Время непрерывной работы не менее 8 часов с диффузионным отбора

 пробы и не менее 6 часов с принудительным забором.

Прибор во взрывозащищенном исполнении согласно ГОСТ.__¿¿¿¿¿

Госпроверка 1 раз в год.

Периодическая 1 раз в 6 месяцев.

Время полной зарядки – 16 часов.

Полный срок службы прибора – 10 лет.

Средний срок службы электрохимических датчиков не менее 3х лет.

Датчика кислорода не менее 2х лет.

Термохимического датчика не менее 2 лет.

 

Газоанализатор обеспечивает следующие виды функций:

1. Цифровую индикацию концентрации одновременно всех измеряемых компонентов;

2. Сигнализацию ПР-1; ПР-2;

3. Цифровую индикацию установленных порогов по выбранному каналу измерения;

4. Установку других значений порогов;

5. Подсчет средневзвешенного значения концентрации по каждому измеряемому компоненту.

 

Газоанализатор имеет следующие виды сигнализации:

1. Прерывистую, световую и звуковую по каждому измерительному каналу, свидетельствующую о превышении концентрации измеряемого компонента ПР-1 (срабатывания).

2. Непрерывную, световую и звуковую свидетельствующую о превышении (об уменьшении объемной доли кислорода) срабатывания ПР-2.

3. Периодическое (примерно 1 раз в минуту) появление на ЖКИ сообщения «Аккумулятор разряжен» и выдачи периодического звукового сигнала.

4. Прерывистую, звуковою и световую по каналу горючих газов с периодическим мерцанием значка Ех.

5. При перегрузке по соответствующему каналу измерения, периодическое мерцание числовых значений, равные верхнему значению диапазона показаний.

 

Способ забора проб диффузионный или принудительный – осуществляется встроенным побудителем расхода или с помощью меха резинового.

 

Ех - % НКПР от метана

                   диапазон измерений от 0 – 50 %           погрешность

                    диапазон показаний 0 - 99%                 ± 5 %

                                               

                                                                       

О2 – объемная доля

                   0 – 30         изм.                                     + 0,9   

                   0 – 45         показ.

 

СО – мг/м ³

                   0 – 50         изм.                                      + 5

                   0 – 100       показ.

 

H2S – мг/м³

                   0 – 20         изм.                                     + 0,7

                   0 – 40         показ.

 

 

Время срабатывания сигнализации

 

       для Ех и О2   –     15 сек.

       для СО и H2S –     30 сек.

 

 

Подготовка газоанализатора к использованию

1. Перед включением газоанализатора необходимо зарядить аккумуляторную батарею.
2. Перед использованием газоанализатора по назначению звуковая сигнализация должна быть включена.
3. Для проверки работоспособности газоанализатора необходимо:

       - включить газоанализатор нажав на кнопку                            , при этом раздается звуковой сигнал, на ЖКИ появится надпись на верхней строке АНКАТ-7664М.

       - через несколько секунд прибор переходит в режим измерения, при этом на верхней строке отображаются измеряемые компоненты, а на нижней строке их числовые значения, единицы измерения вынесены на лицевую панель напротив соответствующих измеряемых компонентов.

 

Тема 4.

Газоанализатор ГИАМ –315

Руководство по эксплуатации

ИБЯЛ 413311 025 РЭ

 

Описание работы

1. Газоанализатор предназначен для измерения в воздухе рабочей зоны помещений и открытых пространств суммарной массовой концентрации предельных углеводородов С₁ –С₁₀  (в пересчете на углеводород). Поверочным компонентом является метан.
2. Принцип действия газоанализатора - оптико-абсорбционный.
3. Газоанализатор представляет собой переносной прибор. Рабочее помещение – вертикальное индикатором вверх или горизонтальное. Способ забора проб – принудительный. Режим работы – непрерывный. Газоанализатор имеет низкую опасность механических повреждений. ( Знак «Х»).

 

Условия эксплуатации

1. Диапазон температуры окружающей среды от минус 30 до плюс 40 ^оС.

2. Диапазон атмосферного давления от 630 до 800 мм рт. ст.

3. Диапазон относительной влажности от 30 до 98 %.

  Состав анализируемой газовой смеси должен соответствовать данным приведенном в таблице.

 

Наименование компонента	Содержание
Оксид углерода (неизмеряемый)	Не более 50 мг/м3
Диоксид углерода (неизмеряемый)	Не более 1% объемной доли
Предельные углеводороды С1-С10   ( в перерасчете на углерод)	0-500 мг/м3
Ароматические углеводороды	Не более 10 мг/м3
Кислород	Не более 21 %
Азот	остальное

4. Измерение пространственного помещения от рабочего не более чем на 20 ^о.

Техническая характеристика.

1. Газоанализатор имеет диапазон концентрации С₁-С₁₀  (метан, этан, бутан, пропан, гептан и т.д.)

2. Газоанализатор имеет диапазон показаний концентрации С₁-С₁₀ от 0 до 3000 мг/м³ ( в перерасчете на углерод). Предел допускаемой основной абсолютной погрешности от 0 до 300 мг/м³ - ∆д -    ± 75 мг/м³ . Относительная погрешность от 300 до 1500 мг/м³ ,         δ_д = ± 25%.

3. Газоанализатор имеет два перестраиваемых порога сигнализации и обеспечивает звуковой и световой сигналы в зависимости от концентрации.

Предупредительный порог 300 мг/м³. Предупредительный порог может быть установлен любым в пределах от 100 до 300 мг/м³. Звуковой сигнал – прерывистый с периодом повторения не менее 0,52 с и световой - свечение индикатора.

Аварийный порог 1000 мг/м³ , может быть установлен в пределах от 300 до 1500мг/м³.

4. Номинальное время установления показаний газоанализатора не более 1 мин.

5. Время работы газоанализатора без подзаряда аккумуляторной батареи не менее 8 часов.

6. Электрическое питание газоанализатора осуществляется от встроенной аккумуляторной батареи.

Напряжение питания –( 7,4 ± 1,2) В.

При разряде аккумуляторной батареи газоанализатор имеет непрерывную звуковую и визуальную сигнализацию в пределах – (5,0±0,1) В.

Примечание: - допускается питание газоанализатора от сети переменного тока (220В) через зарядное устройство в невзрывоопасных зонах помещений.

7. Время прогрева газоанализатора не более 15 мин.

8. Габаритные размеры газоанализатора не более:

Длина –210мм, ширина –210мм, высота –95мм

Масса газоанализатора не более 3кг.

9. Средняя наработка на отказ газоанализатора не менее 15000ч. Средний срок службы газоанализатора не менее 10 лет.

Устройство газоанализатора.

1. На передней панели газоанализатора расположены:

- индикатор единичный НАСОС

- индикатор единичный предупредительного порога;

- индикатор единичный аварийного порога;

- переключатель – ВКЛ;

- переключатель - НАСОС;

- отверстие для звукового сигнала;

- кнопка управления «<» ;

- кнопка управления «>»;

- кнопка управления «В»;

- кнопка управления «Р»;

- цифровой ЖКИ-индикатор;

1. В состав газоанализатора входят:

- блок аккумуляторов;

- блок побудителя расхода;

- панель кнопочная;

- устройство индикации и питания;

- блок обработки информации;

- блок предварительного усиления4

- блок оптический4

- плата управления излучателем.

 

 

Тема 5.

                     Средства индивидуальной зашиты (СИЗ) .

СИЗ предназначены для защиты органов дыхания, зрения, слуха и кожи человека от воздействия вредных, ядовитых газов и паров. Одним из видов СИЗ являются противогазы.

Противогазы существуют 2-х типов: фильтрующие и изолирующие.

Фильтрующие противогазы.

Фильтрующие противогазы - это противогазы, у которых вдыхаемый воздух очищается от вредных примесей при прохождении через фильтр. Фильтрующие противогазы проверяются мастером не реже одного раза в квартал. Состоит: шлем-маска, гофрированная трубка, коробка, сумка.

 Условия эксплуатации:

1. Когда состав вредных, ядовитых газов более или менее известен.

2. Когда содержание кислорода не менее 16%.

3. Когда вредных веществ не более 0,5%.

4. Запрещается применять для защиты от низкокипящих плохо адсорбирующихся органических веществ (метан, этан, ацетилен), от газов и паров неизвестного состава.

Марки и область применения коробок противогазов.

Марка коробки	Цвет коробки	Область применения
А	Коричневая	Органические газы (бензол, толуол, ацетон, бензин, сероуглерод, эфиры, анилин, нитросоединения бензола и т.д.)
В	Желтая	Кислые газы (сернистый ангидрид, хлор, хлористый водород, окислы азота, сероводород, синильная кислота, фосген и т.д.)
Г	Желто-черная	Пары ртути.
Е	Черная	Мышьяковистый и фосфористый водород
КД	Серая	Аммиак, смесь аммиака с сероводородом
СО	Белая	Окись углерода.
М	Красная	Кислые газы (мышьяковистый и фосфористый водород, аммиак, смесь аммиака с сероводородом, окись углерода) -время защиты ограничено
БКФ	Зеленая с белой вертикальной полосой	Кислые и органические пары и газы в присутствии дыма, пыли и тумана

 

Марка коробки	Срок хранения, лет	Время действия, мин
		без фильтра	с фильтром
А	5	120	50
В	5	60-90	30-45
Г	3	100 час	60 час
Е	5	360	120
КД	5	240	40-120
СО	3	150	-
М	3	50-90	-
БКФ	5	-	70-110

 

Коробки с белой вертикальной полосой одновременно защищают от пыли, дыма и тумана.

Проверка противогаза:

1. Внешний осмотр (пожелтевшую с трещинами маску отбраковывают).

2. Герметичность: в последовательности - маска-трубка-коробка, поочередно

затыкая пробкой или ладонью.

Отбраковка коробок:

1. По сроку хранения - 5 лет.( или 3 года, смотри таблицу )

2. Если под маской появился запах.

3. По отработанному времени.

4. По весу: увеличение веса: М (красный) на 35 грамм, СО (белый) на 50гр.

5. Если при встряхивании имеется шорох.

6. Худые, ржавые, мятые.

Подбор маски. Подбирается по сумме двух измерений:

1- подбородок-макушка по окружности в см;

2- Через надбровье от одного ушного отверстия до другого в см.

Сумма измерений, см	Размер маски
до 93	0	Н-нормальн. У-узкий Ш-широкий
93-95	1
95-99	2
99-103	3
103 и более	4

Затем примерка, если свободно - берётся меньший размер. 

 

Хранение - в темном, сухом, прохладном месте вдали от нагревательных приборов.

 

Требования ПБ 08-624-03 к СИЗОД.

1. При работе в местах, где возможно образование концентрации вредных газов, паров и пыли в воздухе выше допустимых санитарных норм, работники должны обеспечиваться соответствующими СИЗОД.

2. Типы СИЗОД на каждом опасном производственном объекте с учетом его специфики должны быть обоснованы и представлены в проектной документации.

3. СИЗОД, выдаваемые рабочим, надлежит подбирать по размерам и хранить на рабочих местах в особых шкафах, каждое в своей ячейке. На каждой ячейке и на сумке противогаза должна быть укреплена бирка с указанием фамилии владельца, марки и размера маски.

4. СИЗОД должны проверяться и заменяться в сроки, указанные в их технических паспортах и заводских инструкциях по эксплуатации.

5. Работники должны быть обучены правилам пользования, проверки и хранения СИЗОД. Тренировочные занятия по правилам их применения и проверки должны проводиться по графику, утвержденному техническим руководителем организации.

     На каждом опасном производственном объекте должен быть аварийный запас СИЗОД соответствующих типов и марок. Количество фильтрующих аварийных противогазов для каждого объекта комплектуются из расчета 3-5 комплектов соответствующих марок. В каждом комплекте должен быть набор шлем-масок всех размеров. Количество шланговых аварийных противогазов должен быть не менее двух комплектов.

  Аварийный запас фильтрующих противогазов должен храниться в ящике под пломбой, шланговые противогазы - в опломбированных чемоданах. Запрещается запирать на замки аварийный запас противогазов.

     Целостность пломб аварийного запаса проверяется при приеме и сдаче смены обслуживающим персоналом. Наличие и состояние аварийного не реже одного раза в месяц проверяются в соответствии с графиком, утвержденным техническим руководителем организации. Персонал объекта должен знать места хранения рабочих и аварийных СИЗОД.

    Ответственность за готовность к применению средств индивидуальной защиты несет технический руководитель организации, за правильность их использования непосредственно на месте проведения работ-исполнитель работ.

При проведении газоопасных работ необходимо пользоваться газозащитными средствами (фильтрующие и шланговые противогазы, изолирующие респираторы).

При необходимости применять шланги более 10м необходимо пользоваться шланговым противогазом с принудительной подачей воздуха.

Срок единовременного пребывания рабочего в шланговом противогазе определяется лицом, ответственным за проведение газоопасных работ, записывается в наряд-допуске, но не должен превышать 30 минут с последующим отдыхом не менее 15мин.

В местах проведения газоопасных работ должен быть резервный комплект шлангового противогаза.

Дыхательные аппараты должны быть подобраны по размерам. К каждому аппарату прикладывается паспорт и прикрепляется этикетка с надписью фамилии и инициалов работника. В паспорте должна быть запись об исправности дыхательного аппарата и сроках его следующего испытания.

   На рабочих местах должна быть инструкция по проверке, эксплуатации и хранении средств защиты.

   На газоопасном объекте должен быть аварийных запас газозащитных средств, количество и типы которых определяются с учетом численности работающих, удаленности объекта, специфики выполняемых работ и согласовываются со службой газовой безопасности.

На каждом объекте должен быть составлен перечень газоопасных мест и работ, утвержденный главным инженером предприятия. Газоопасные места, а также трассы действующих трубопроводов должны быть обозначены знаками безопасности в соответствии с действующими стандартами.

Бригады, занятые на работах, связанных с возможным выделением сероводорода, должны быть обеспечены приборами для определения концентрации сероводорода.

     Члены бригады должны быть обеспечены средствами индивидуальной защиты (СИЗ), знать их устройство и уметь пользоваться ими.

    Порядок контроля за технической исправностью, учетом работы и своевременностью испытаний и проверок аппаратов, приборов и СИЗ должен быть определен приказом по предприятию (организации).

 

Фильтры  ДОТ.

Руководство по эксплуатации

1. Назначение. Фильтры ДОТ предназначены для очистки вдыхаемого человеком воздуха от паро- и газообразных вредных веществ в составе фильтрующих противогазов.

       Фильтры подразделяются на противогазовые, обеспечивающие защиту от газов и паров, и комбинированные, обеспечивающие защиту от газов, паров и аэрозолей.

 В зависимости от времени защитного действия противогазовые фильтры марок А, В, Е, К подразделяются на три класса: класс1 – фильтры низкой эффективности, класс2 - фильтры средней эффективности, класс3 – фильтры высокой эффективности.

Специальные фильтры не подразделяются на классы.

2. Условия эксплуатации.

1. Когда состав вредных веществ примерно известен;

       2. Содержание кислорода в воздухе не менее 17% объемных;

       3. Суммарное содержание паро- и газообразных вредных веществ:

                   А. для фильтров ДОТ 1 класса-не более 0,1% объемных;

                   Б. для фильтров ДОТ 2 класса-не более 0,5% объемных;

                   В. для фильтров ДОТ 3 класса-не более 1,0% объемного.

         При суммарном содержании вредных веществ в воздухе рабочей зоны более

       0,5% объемных(но не более 1,0% объемного) фильтры ДОТ 3 класса применяют только в

       условиях чрезвычайных ситуаций непродолжительное время.

       4. Запрещается применение фильтров ДОТ:

А.  в условиях возможного недостатка кислорода в воздухе (например, в емкостях, цистернах, колодцах и др. изолированных помещениях такого типа);

Б. при неизвестном составе и концентрации вредных веществ;

В.  для защиты от низкокипящих, плохо сорбирующихся органических веществ(метан, этан, бутан, этилен, ацителен и др.).

       5. Фильтры ДОТ применяют при температуре окружающей среды от минус 40°С  до

       плюс 40°С.

3.Время защитного действия противогазовых фильтров марок А, В, Е, К различных классов защиты.(см. таблицу)↓

 

Маркафильтра/ цвет горизон- тальной полос- ки на этикетке	Тест- вещество	Время защитного действия, мин.
		Класс 1	Класс 2	Класс 3
		Концентрация тест-вещества в воздухе, % объёмный
		0,1	0,5	1,0
А/ коричневая	Циклогексан С6Н12	70	35	65

В/ серая

Хлор Сl2 20 20 30 Сероводород Н 2 S 40 40 60 Циановодород НСN                                                                     25 25 25 Е/ желтая Диоксид серы S О 2 20 20 30 К/ зеленая Аммиак NH3 50 40 60

 

  Марка фильтра Р/ белая полоса на этикетке –защищает от аэрозолей(пыль, дым, туман)

 

4. Маркировка

4.1. Маркирование фильтров ДОТ выполнено наклеиванием цветных этикеток на корпус фильтра. Цвет этикетки соответствует марке фильтра ДОТ.

4.2. Маркировка на этикетке содержит следующие данные:

- товарный знак организации-изготовителя;

- товарный знак организации-разработчика;

- товарный знак продукции;

- наименование изделия(например «Фильтр ДОТ 220», или др.);

- марку и класс фильтра(например «А1В2Е2», или др.);

- «ТУ 2568-133-05795731-2003»;

- «ГОСТР 12.4.193-99»;

- «ГОСТР 12.4.231-2007» (только для фильтров АХ);

- «Срок годности до ______» или эквивалентную пиктограмму, где код «ХХ/ХХХХ» означает месяц и четыре цифры года;

 Пример маркировки фильтров ДОТ для противогазов.

(Полоска коричневая)

(Полоска серая)                     Фильтр ДОТ 250 А1В1Е1

(Полоска желтая)

А.

           

       

    

Из  маркировки следует:

    1. Фильтр ДОТ 250 марки А1В1Е1 – универсальный противогазовый фильтр защищает от

     органических паров с температурой кипения выше 65°С (класс защиты 1), неорганичес-

     ких и кислых газов и паров (класс защиты 1).

     2. Фильтр ДОТ 250 марки А1В1Е1 следует использовать при концентрации вредных

     веществ в воздухе не более 0,1 процента объёмного.

(Полоска коричневая)

(Полоска серая)

(Полоска желтая)           Фильтр ДОТ 600 А2В2Е2К2Р2

(Полоска белая)

 

       В.

          

 

 

  Из маркировки следует:

    1. Фильтр ДОТ 600 марки А2В2Е2К2Р2 – универсальный комбинированный фильтр

     защищает от органических паров с температурой кипения выше 65°С (класс защиты 2),

     неорганических и кислых газов и паров (класс защиты 2), аммиака и его производных

     (класс защиты 2) и аэрозолей(класс защиты3).

     2. Фильтр ДОТ 600 марки А2В2Е2К2Р2 следует использовать при концентрации вредных

     веществ в воздухе не более 0,5 процента объёмного.

    

   5. Состав изделия. Устройство и работа.

   5.1.Общий вид комбинированных фильтров ДОТ 220 и ДОТ 600, а также противогазовых фильтров ДОТ 250, ДОТ 460 и  ДОТ 780 приведен на рисунке.

   5.2. Фильтры ДОТ имеют цилиндрическую форму и, в зависимости от марки, имеют цветную этикетку.

   5.3. Противогазовые фильтры ДОТ 250, ДОТ 460 и ДОТ 780 снаряжены специальными поглотителями. Комбинированные фильтры ДОТ 220 и ДОТ 600 снаряжены специальными поглотителями и противоаэрозольными фильтрами.

   5.4. Фильтры ДОТ в верхней части имеют горловину с круглой резьбой, предназначенную для присоединения к лицевой части. В дне фильтра имеется отверстие, через которое поступает

воздух.

   5.5. При хранении фильтров ДОТ, горловины должны быть закрыты навинчивающимися колпачками с резиновыми прокладками, а отверстия в дне – резиновыми пробками.

 

  6. Подготовка  фильтров ДОТ.

  6.1. Необходимо выбрать марку(комбинацию марок) и класс фильтра ДОТ с учетом содержания вредных паро-, газообразных веществ и аэрозолей в воздухе рабочей зоны.

  6.2. Проверить визуальным осмотром поверхность фильтра ДОТ на отсутствие проколов. пробоин и вмятин.  Отвинтить с горловины фильтра ДОТ колпачок, убрать резиновую прокладку и осмотреть венчик горловины на отсутствие вмятин. Навинтить колпачок с резиновой прокладкой на горловину фильтра ДОТ.

       При обнаружении повреждений необходимо заменить фильтр ДОТ и проверить снова как указано выше.

 

  7. Использование фильтров ДОТ.

  7.1. Фильтры ДОТ эксплуатируют в составе фильтрующего противогаза. Для сборки противогаза необходимо:

  - отвинтить колпачок и убрать резиновую прокладку с горловины фильтра ДОТ;

  - вынуть пробку из дна фильтра ДОТ;

  - колпачок с прокладкой и пробку положить на дно сумки;

  - присоединить фильтр ДОТ к лицевой части.

ВНИМАНИЕ! Комбинированные фильтры ДОТ 600 и противогазовые фильтры ДОТ 780 необходимо присоединять к лицевой части только с помощью соединительной трубки. Для этого необходимо один конец соединительной трубки ввинтить до упора в лицевую часть, а другой конец соединительной трубки навинтить до упора на горловину фильтра. Фильтр ДОТ вставить в сумку в отделение с брусками или отверстием.

       В процессе эксплуатации противогаза при первом появлении запаха вредного вещества (постороннего запаха) в подмасочном пространстве лицевой части или затруднении дыхания необходимо немедленно выйти из загазованной зоны и заменить отработанный фильтр ДОТ на новый.

 

8. Хранение фильтров ДОТ.

8.1. Фильтры ДОТ должны храниться в упаковке организации-изготовителя. Ящики с фильтрами ДОТ не должны подвергаться деформациям и ударным нагрузкам, воздействию агрессивных веществ, вредных паров. Климатические факторы внешней среды должны соответствовать условиям группы 5ОЖ4 по ГОСТ 15150-69 (при температуре от минус 50 до плюс 50°С).

 

9. Гарантии изготовителя.

9.1 Гарантийный срок хранения в упаковке организации-изготовителя с момента изготовления фильтров ДОТ всех марок – 5,5 лет

 

ЛИТЕРАТУРА.

1. ГОСТР 12.4.193-99 «СИЗОД. Фильтры противогазовые и комбинированные. Общие технические условия»;

2. ГОСТР 12.4.231-2007 «СИЗОД. АХ противогазовые и комбинированные фильтры для защи-ты от органических соединений с низкой температурой кипения. Общие технические условия»

3. ГОСТР 12.4.232-2007 «СИЗОД. SX противогазовые и комбинированные фильтры для защиты от специальных соединений. Общие технические условия»

4. ГОСТР 12.4.194-99 «СИЗОД. Фильтры противоаэрозольные. Общие технические условия»

 

                                                     Тема 6.

Парами нефти и газами.

 !!! ГЛАВНОЕ - ОБЕЗОПАСИТЬ СЕБЯ. (Надеть соответствующий противогаз) Потом проводить нижеследующие мероприятия.

При отравлении газами следует быстро вынести пострадавшего на свежий воздух из загазованной зоны в наветренную сторону или в проветриваемое помещение, уложить на горизонтальную поверхность. Определяется состояние пострадавшего:

- пульс,

- дыхание (зеркалом, полоской бумаги, пухом).

1. Если есть дыхание и пульс , а пострадавший находится в обмороке -необходимо дать понюхать нашатырный спирт, слегка ударить, обрызгать

водой. Когда очнётся - согреть, напоить чаем.

2. Дыхания нет, пульс есть – делать искусственное дыхание изо рта в рот или изо рта в нос, для этого необходимо:

- уложить на ровную поверхность, запрокинуть голову;

- обеспечить доступ ко рту и телу; (осмотреть полость рта и удалить из неё и глотки слизь, кровь, грязь, а также вынуть (при наличии) вставные зубы указательным пальцем, обмотав его тканью);

-расстегнуть ворот и пояс, снять мешающую дыханию одежду и уси­лить приток свежего воздуха.

- выдвинуть нижнюю челюсть, вытащить язык;

- подложить под лопатки валик;

- затем производим вдувание (число вдуваний -12 -18 раз в минуту), в следующем порядке: зажать нос, захватить подбородок, запрокинуть голову пострадавшего и сделать максимальный выдох ему в рот (желательно через марлю, салфетку или маску «рот в рот» ). Вдувание воз­духа заменяет пострадавшему вдох. После вдувания благодаря эластичности лёгкого и грудной клетки наступает выдох.

Искусственное дыхание нужно проводить настойчиво, иногда длительное время (до 1,5 часа) до тех пор, пока больной не начнёт дышать самостоятельно и ритмично без перерывов. При проведении искусственного дыхания нельзя допускать охлаждения пострадавшего (не оставлять его на сырой земле, каменном, бетонном или металлическом полу). Под пострадавшим следует подстелить, что-либо тёплое, а сверху укрыть его.

 

Наиболее предпочтительно искусственное дыхание делать спе­циальными приборами (аппаратом типа «Горноспасатель» ГС-8, ГС-11 и др.).

 

3.  Дыхания и пульса нет - «Клиническая смерть»- параллельно искусственному дыханию производим непрямой массаж сердца - это ритмичное сжатие энергичными толчками рук, грудной стенки в области нижней трети грудины. Его применяют при прекращении работы сердца вследствие разных причин, чтобы восстановить циркуляцию крови.

Для проведения непрямого массажа сердца, пострадавшего сле­дует уложить на спину, на ровную жесткую поверхность (пол, зем­ля), обнажить у него грудную клетку, всю стесняющую одежду рас­стегнуть. Оказывающий помощь становится сбоку от пострадавше­го и занимает такое положение, чтобы иметь возможность более или менее значительно наклониться над ним (если пострадавший лежит на полу, становится рядом на колени). Определив местоположение нижней половины грудины - мечевидного отростка (отступив на два пальца выше от ее нижнего края), накладывает на нее мягкую часть ладони максимально разогнутой кисти; ладонь другой руки накла­дывает поперек поверх первой под углом 90° и начинает ритмично (60;70 толчков в минуту) надавливать на нижний край грудины.

Надавливание на грудину смещает ее вниз в сторону позвоноч­ника. Сердце, таким образом, сдавливается между грудиной и по­звоночником и из его полостей выжимается кровь в кровеносные сосуды, после прекращения сжатия сердце расправляется и в его полости насасывается новая порция крови.

Следует остерегаться надавливания на окончания ребер, так как это может привести к их перелому. Ни в коем случае нельзя надав­ливать ниже края грудины на мягкие ткани: этим можно повредить расположенные в брюшной полости органы и в первую очередь, печень.

 Обязательным условием для достаточного обеспечения орга­низма кислородом при отсутствии работы сердца является одновре­менное с непрямым массажем сердца проведение искусственного дыхания.

Если помощь оказывает один человек, он располагается сбоку от пострадавшего и, наклонившись, делает два быстрых энергичных вдувания (по способу «изо рта в рот» или «изо рта в нос»), затем поднимается, оставаясь на этой же стороне от пострадавшего. На­ружный массаж сердца необходимо начинать с нанесения 1 удара кулаком с высоты 20-30 см в среднюю треть грудины для восста­новления эффекта кровообращения. Затем ладонь одной руки кла­дет на нижнюю половину грудины, а пальцы приподнимает. Ладонь второй руки он кладет поверх первой поперек под углом 90° граду­сов (ось основания кисти должна совпадать с осью грудины) и надавливает, помогая наклоном своего корпуса. Руки при надавлива­нии должны быть выпрямлены в локтевых суставах, пальцы обеих кистей должны быть выпрямлены. Надавливание следует произво­дить быстрыми толчками, чтобы смещать грудину на 4 - 5 см, про­должительность надавливания не более 0,5 сек., интервал между от­дельными надавливаниями 0,5 сек.

Если оживление производит один человек, то на каждые два вдувания он производит 15 надавливаний на грудину. За 1 мин. не­обходимо сделать не менее 60 надавливаний и 12 вдуваний, т.е. вы­полнить 72 манипуляции, поэтому темп реанимационных мероприя­тий должен быть высоким.

При участии в реанимации двух человек соотношение «дыха­ние-массаж» составляет 1:5 ( на одно вдувание первого, второй делает 5 надавливаний на грудь (не одновременно), не менее 12 циклов за 1 мин.).

Действия считаются эффективными при: сужении зрачков, порозовении кожи, появлении самостоятельного пульса и дыхания.

При отсутствии этих признаков в течении 30 минут, реанимацию прекращают – «Биологическая смерть»

4. Признаки смерти .

1. Зрачки широкие, не реагирующие на свет.

2. Окоченение.

3. Трупные пятна.

 

Тема 7.

УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКАЯ ЛИТЕРАТУРА

«Предупреждение и ликвидация ГНВП».

1. Сборник нормативных документов по противофонтанной безопасности в бригадах бурения, капитального, текущего ремонта скважин, добычи нефти и газа. Уфа-2005.

2. Инструкция по организации безопасному ведению работ при ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов. Москва, 2003г.

3. Шевцов В.Д. Предупреждение газопроявлений и выбросов при бурении глубоких скважин. Недра. 1988.

4. Гоинс У.К. , Шеффилд Р.Р. Предотвращение выбросов. Недра 1987.

5. Булатов А.И. и др. Газопроявления в скважинах и борьба с ними. Недра. 1969.

6. Озеренко А.Ф. и др. Предупреждение и ликвидация газонефтепроявлений при бурении скважин. Недра. 1978.

7. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. Недра. 2003.

8. РД-00147275-038-98. Технология ведения работ при ликвидации отложений в скважинах, оборудованных фонтанным лифтом, УЭЦН. УЭДН, УШТН с использованием комплекта промывочного оборудования скважин (КОПС). БашНИПИнефть. Уфа, 1998, 16 с.

9. Технология ведения работ по ликвидации парафиновых пробок в скважинах, оборудованных фонтанным лифтом и УЭЦН. НГДУ "Туймазанефть" 1998, 3с.

10. Временная инструкция на применение реагента ИНПАР для предотвращения гидратных отложений в скважинах, оборудованных СШН. Уфа. БашНИПИнефть. 1997, 10 с.

11. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ 08- 624- 03. 2003 г.

12. Инструкция о порядке ведения работ по ликвидации и консервации ОПО, связанных с пользованием недрами.. Федеральный горный и промышленный надзор России Постановление № 33 от 02.06.99 г

13. Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов. Федеральный горный и промышленный надзор России Постановление № 22 от 22.05.02 г

14. Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»,

  №116-ФЗ, от 21.07.1997г.

 

«Противовыбросовое оборудование».

1. Гульянц Г.М. Справочное пособие по противовыбросовому оборудованию скважин. М.Недра. 1983.

2. Хоботько В.И. Справочник-каталог по оборудованию и инструменту для предупреждения и ликвидации фонтанов. М.Недра. 231 с .

3. Бухаленко Е.Н. Нефтепромысловое оборудование. Справочник. М.Недра.1990 г. 559 с.

4. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ 08- 624- 03. 2003 г.

5. Инструкции по предупреждению возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при бурении и освоении скважин АНК «Башнефть». Уфа, 1999 г. 84 с.

6. Инструкция о порядке ведения работ по ликвидации и консервации опасных производственных объектов, связанных с пользованием недрами. Госгортехнадзор России. М. 2003 г.,

7. Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов. Москва 2002 г.

«Газобезопасность» .

1. Панов Г.Е. Охрана труда при разработке нефтяных и газовых месторождений. М.Недра. 1982 г., 284 с.

2. Долин П.А. Справочник по технике безопасности. И. Энергоиздат. 1984г., 365 с.

3. Нечаев М.А. Техника безопасности в газовом хозяйстве промышленных предприятий. Ленинград, Недра. 1972 г., 127 с.

4. Правила пожарной безопасности в РФ ППБ 01-03

5. Браун С.И. Охрана труда в бурении. М.Недра. 1981 г., 287 с.

6. Техническое описание и инструкция по эксплуатации газоаналитических приборов: АНКАТ–7631Н; М, АНКАТ–7664М, СГГ-4М3, ГИАМ-315.

7. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ 08- 624- 03.

8. Инструкции по применению фильтрующих и шланговых противогазов.

9. Инструкция об организации контроля за состоянием воздушной среды на предприятиях

  Миннефтепрома. 1978г

10. Государственный стандарт СССР ГОСТ 12.1.005-88 «Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны»

11. Типовое положение об организации контроля воздушной среды на подконтрольных Госгортехнадзору СССР объектах с химическими процессами, М.2004.

12. Типовая инструкция по организации безопасного проведения огневых работ на взрывоопасных и взрывопожароопасных объектах. РД № 09-364-00 от 01.12.2000г. Госгортехнадзор.

13. Типовая инструкция по организации безопасного проведения газоопасных работ от 20.02.1985г. Госгортехнадзор.

 

 

Курс

Лекций по программе

«Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях».

 

 

 

                                

 

Тема 1. Основные понятия о ГНВП и фонтанах.

 

 

  Открытые фонтаны всегда были и остаются в настоящее время самыми тяжелыми авариями при бурении и ремонте скважин. Как правило, открытые фонтаны сопровождаются многими последствиями. Такими как:

n потеря бурового и другого оборудования

n непроизводственные материалы и трудовые затраты;

n загрязнение окружающей среды (разливы нефти или минерализованной воды, загазованность и др. );

n перетоки внутри скважины, вызывающие истощение месторождения и загрязнение вышележащих горизонтов;

n случаи человеческих жертв.

Несмотря на совершенствование противовыбросового оборудования и технологию строительства, ремонта и эксплуатации скважин, количество открытых фонтанов и убытки от них сокращаются медленно. Чаще всего причиной этого является отсутствие должного контроля за поведением скважины, при которой невозможно определить начало ГНВП и своевременно принять меры по его ликвидации, а так же неграмотные работы по глушению проявления. Каждый открытый фонтан проходит стадии:

· Начала ГНВП, когда в ствол скважины только начинает поступать флюид из пласта.

· Подъем флюида по стволу скважины и выброс, если устье оказалось незагерметизированным.

Нормальная ликвидация проявления может быть только в том случае, если его обнаружение и герметизация произошли на первом этапе - начале поступления флюида из пласта т.е. произвести раннее обнаружение начала ГНВП.

 

ГНВП - это поступление пластового флюида ( газ, нефть, вода, или их смесь ) в ствол скважины, не предусмотренное технологией работ при ее строительстве, освоении, ремонте и эксплуатации, которое можно регулировать при помощи противовыбросового оборудования (ПВО).

 

Выброс - кратковременное, интенсивное вытеснение из скважины порции бурового раствора энергией расширяющегося газа.

Открытый фонтан - неуправляемое истечение пластового флюида через устье скважины в результате: затягивания процесса гермитизации и глушения, отсутствия, разрушения или негерметичности ПВО, или грифонообразования.

 

Тема 1.1 Основные понятия о давлениях в скважине.

       Давление, P – Мпа; кгс/см.². Давление определяется как сила, действующая на единицу площади. Давление в любой точке скважины одинаково во всех направлениях.

       Гидростатическое давление, РГ - Мпа; кгс/см². Гидростатическим давлением принято называть давление, определеяемое весом столба раствора выше рассматриваемого сечения, приходящегося на единицу площади.

 

где r  - плотность флюида, г/см³; 

H - глубина скважины, м.

       В наклонных скважинах глубина скважины H определяется как вертикальная составляющая длины ствола.

       Гидравлические потери (сопротивление) Pг.c, Мпа; кгс/см.². Гидравлические потери определяются как давление, которое необходимо создать, чтобы прокачать данный флюид с данной скоростью через данную систему. Гидравлические потери возникают только при прокачивании флюидов и суммируются со всеми другими давлениями, действующими в интересующей нас точке.

       Значение гидравлических потерь определяется по существующим методикам.

       Избыточное давление, P_из - кгс/см.². Избыточное давление (противодавление) есть давление, действующее на закрытую или открытую (в динамике) систему, определяемое иными, чем гидростатическое давление, источниками. В нашем случае избыточным давлением в закрытой при ГНВП скважине будет давление в бурильных трубах - Pиз.т. и колонне - Pиз.к. Избыточным давлением в динамических условиях будут гидравлические потери в дросселе -Pг.c.

       Избыточное давление добавляется к давлению, действующему в рассматриваемой точке в статических и динамических условиях. Это положение является основополагающим в понимании методики глушения скважины.

       Избыточное давление в бурильных трубах. Pиз.т. - кгс/см.² Pиз.т. - это давление на стояке при закрытой скважине без циркуляции. Pиз.т. равно разнице между пластовым давлением Pпл и гидростатическим давлением столба бурового раствора в бурильных трубах.

       Избыточное давление в обсадной колонне, Pиз.к. - кгс/см.² Pиз.к. - это давление в затрубном (кольцевом) пространстве на устье закрытой скважины при отсутвии циркуляции. Pиз.к. равно разнице между пластовым давлением и общим гидростатическим давлением столба флюидов в затрубном пространстве.

       Пластовое давление, P пл - кгс/см.². Пластовое давление есть давление флюида в рассматриваемом пласте. Пластовое давление равно гидростатическому давлению столба бурового раствора в бурильных трубах плюс Риз.т. при закрытой скважине. Нормальным пластовым давлением считается давление равное гидростатическому давлению столба воды на глубине залегания пласта. Пластовое давление выше давления столба воды называется аномально высоким пластовым давлением. Пластовое давление ниже давления столба воды называется аномально низким пластовым давлением.

 

       Забойное давление, Рзаб - кгс/см.² Забойное давление есть общее давление на забое скважины (или под долотом) в любых условиях. Рзаб=Рr+Pr.ск+Риз.

Рзаб. в зависимости от условий может быть равно пластовому давлению, больше или меньше его:

       - в нормальных условиях бурения Рзаб>Рпл;

       - приГНВП , когда скважина закрыта , Рзаб₌Рпл.

 

Основным условием начала ГНВП является превышение пластового давления вскрытого горизонта над забойным давлением.

Забойное давление в скважине во всех случаях зависит от величины гидростатического давления бурового раствора заполняющего скважину и дополнительных репрессий вызванных проводимыми на скважине работами ( или простоями ).

 

        ПБ в НГП требуют, чтобы гидростатическое давление ( Р г ) превышало пластовое ( Р пл ) в следующих размерах :

для скважин с глубиной до 1200м Р=10% Р пл, но не более 1,5 МПа

д ля скважин с глубиной более 1200м Р=5% Р пл, но не более 3,0 Мпа

  При известном пластовом давлении горизонта необходимая плотность промывочной жидкости, на которой должен вскрываться этот горизонт определяют:

Определение забойных давлений ( Р заб )

 

· Забойное давление при механическом бурении и промывке

 

Р_гск - гидравлическое сопротивление кольцевого пространства.

     Ориентировочно, для неглубоких скважин оно составляет :

Р_гс - полное гидравлическое сопротивление без учета перепада давления на турбобуре.

     При промывке скважины после спуска труб или длительных простоях без промывки забойное давление может снижаться за счет подъема по стволу газированных пачек бурового раствора и резкого увеличения их объема к устью.     

 

2. Забойное давление после остановки циркуляции первое время равняется гидростатическому

3.Забойное давление при отсутствии циркуляции длительное время снижается за счет явлений седиментации, фильтрации, контракции, а так же температурных изменений бурового раствора на величину D Рст

 

 

                  Основные принципы анализа давлений

       Давлениями, которые мы можем регулировать и контролировать при промывке скважины во время ликвидации проявления, являются:

       -гидростатическое давление - Рг;

       -гидростатические потери - Pг.c;

       -избыточное давление - Pиз.

       Общее давление в любой точке скважины будет складываться из этих трех давлений Pобщ = Рг + Рг.c + Pиз, поэтому представляет интерес рассмотреть вопрос, как рассчитать каждое из этих давлений, а также четко уяснить, как и где эти давления будут способствовать или отрицательно влиять на процесс ликвидации проявлений.

           

 

    Тема 2.  Поведение газа в скважине.

Как известно, газ может находиться в скважине:

n в растворенном состоянии;

n в виде пузырьков, находящихся в покое относительно жидкости ( т.е. не всплывает самостоятельно ). Размер этих пузырьков равен:

- для жидкости, находящейся в покое;

 

 

                           

  - для движущейся жидкости.     

где q  - статистическое напряжение сдвига;

   t ₀  -  динамическое напряжение сдвига;

   К - коэффициент пропорциональности

 

 

n виде пузырьков, размер которых значительно мал относительно общего объема жидкости ( пузырьковый режим);

 

n в виде пузырей, диаметр которых соизмерим с диаметром трубы ( снарядный режим всплытия ) ;

n кольцевой режим, где газ занимает все сечение затрубного пространства, что характерно для выброса и фонтана.

 

Первые три положения сильной опасности не представляют, так как забойное давление снижается незначительно.

    Если предполагать, что в скважину поступила компактная пачка газа (например при подъеме инструмента ), то для идеальных условий при всплытии этого газа в закрытой скважине давление на забое почти удвоится. Так как в идеальных условиях объем газа не изменится ( в закрытой скважине ), то согласно закону Бойля-Мариотта

для идеального газа, давление тоже не меняется ( рис.1 )

Такое повышение давления может разрушить скважину или вызвать катастрофическое поглощение и как следствие - фонтан. Если при тех условиях газ поднимается в скважине с открытым устьем, и ввиду того, что давление под газом и, соответственно, самого газа уменьшается, то, согласно закону Бойля-Мариотта, объем газа будет увеличиваться, что приводит к уменьшению гидростатического столба бурового раствора и, соответственно, к снижению забойного давления.

        

На некоторой глубине произойдет выброс раствора, что приведет к резкому снижению забойного давления. Забойное давление в процессе подъема газа в скважине с открытым устьем, может оказаться ниже пластового, что неизбежно приведет к работе пласта и возможно к фонтану ( рис.2 )

 

Изменение объема газовой пачки и забойного давления при открытом устье скважины.

  Как видно из выше изложенного, неконтролируемое всплытие газа в скважине может привести к катастрофическим последствиям.

      Скорость всплытия газа зависит от режима всплытия. Так для пузырькового режима скорость всплытия колеблется от 300 до 350 м/час, а для снарядного от 600 до 900 м/час.

    Скорость подъема газа при промывке можно ориентировочно найти по формуле

где V_ж - скорость движения жидкости, м/час ;

 V _{r с т} - скорость всплытия газа в статике, м/час.

 

 

    Тема 3.     Причины возникновения ГНВП

 

. Основными причинами возникновения газонефтеводопроявлений при ремонте скважин являются:

1 Недостаточная плотность раствора вследствие ошибки при составлении плана работ или несоблюдения рекомендуемых параметров раствора бригадой текущего, капитального ремонта и освоения скважин.