Контроль и управление скважиной при
Поможем в ✍️ написании учебной работы
Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

Контроль и управление скважиной при

Газонефтеводопроявлениях (ГНВП).

 

Предупреждение ГНВП и ОФ.

 

Все расчеты по противофонтанной безопасности основаны на формуле гидростатики:

Р=ρgН (МПа), где

ρ - плотность расчетной жидкости, (кг/м³); Н - высота столба жидкости по вертикали, (м) ;

g – ускорение свободного падения, ( 9,81м/с²).

                                               

Основные понятия.

Репрессия – превышение давления столба жидкости над пластовым давлением.

При слишком малой репрессии возрастает возможность получения проявлений, при большой - поглощений.

Депрессия – превышение пластового давления над давлением столба жидкости.

При создании депрессии возможно получение проявлений.

Флюид – смесь жидкости и газа, находящаяся в пласте.

Градиент давления – темп увеличения давления с увеличением глубины скважины.

 Согласно Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности:

а) при глубине скважины до 1200м репрессия 10%, но не более 1,5 МПа,

б) при глубине от 1200м репрессия 5%, но не более 2,5-3,0 МПа.

 

Основное условие недопущения проявлений и поглощений.

При вскрытии продуктивных пластов в скважине присутствуют два граничных давления:

а) нижнее граничное давление – пластовое давление, Рпл – давление флюида в порах продуктивного пласта, из формулы Р= ρgН видно, что оно тем выше, чем больше глубина залегания пласта,

б) верхнее граничное давление – давление фильтрации или гидроразрыва, это давление, при котором происходит массовая фильтрация жидкости в пласт Рф.

 Для того, чтобы не было проявлений и поглощений, должно соблюдаться условие:

                           Рпл≤Рпж≤Рф – это условие равновесия.

Существует два вида давлений столба жидкости – статическое и динамическое. Статическое Рст – давление столба жидкости в скважине без циркуляции; динамическое – давление во время промывки скважины.

                           Рдин=Рст+Ргс (Рманом)

Ргс –гидравлические сопротивления.

Динамическое давление жидкости больше статического на величину гидравлических сопротивлений. С увеличением гидравлических сопротивлений возрастает опасность возникновения поглощений, снижения уровня промывочной жидкости в скважине, начала проявления.

                       

 

Графическое изображение условия равновесия.

Р

  Рф
  Рп.ж.
  Рпл.
  0

Факторы, способствующие увеличению гидравлических сопротивлений.

 

1. Уменьшение площади кольцевого пространства (сальникообразования, осыпи, обвалы, увеличение толщины глинистой корки, большой диаметр элементов колонны труб).

2. Увеличение вязкости и СНС промывочной жидкости.

3. Высокая скорость подъёма промывочной жидкости в затрубье при циркуляции.

4. Большая глубина залегания пласта.

 

Виды проявлений.

 

1. Проявление – поступление флюида из пласта в скважину, управляемый выход флюида на устье.

2. Выброс – кратковременный бурный выход флюида на устье с последующим прекращением.

3. Фонтан – неуправляемый выход флюида на устье.

4. Грифон – прорыв флюида по затрубному пространству обсадной колонны.

По типу флюида различают три вида проявлений:

- газовые (0,36 г/см3  и меньше),

- смешанные (0,36 – 0,60 г/см3),

- жидкостные (0,60 г/см3 и больше).

Наиболее опасный вид проявлений – газовые из-за свойств газа. Газ имеет в сотни раз меньшие вязкость и плотность по сравнению с жидкостью, поэтому при прочих равных условиях скорость возникновения газопроявления и объём выходящего флюида гораздо больше, чем при жидкостном, газ быстрее достигает устья. На устье скважины из-за малой вязкости газ проникает через неплотности конструкции (резьбы, сальники и т.д.), там, где жидкость не проникает, поэтому устье газовых скважин опрессовывается инертным газом. При полном замещении жидкости газом и герметизации скважины на устье создаётся давление, близкое к пластовому. По закону Бойля – Мариотта

                               РV=const

Из формулы видно, что при приближении к устью скважины и снижении давления газ увеличивает объём. Нижняя граница газа движется с постоянной скоростью, а верхняя – с постоянным ускорением. При подходе газа к устью перелив усиливается, если не принять меры, то он переходит в газовый выброс или открытый фонтан. В случае наличия газа в скважине нельзя производить открытую промывку, но только с противодавлением.

 

Классификация фонтанов.

 

1. По виду выбрасываемого флюида фонтаны подразделяются на:

а) газовые (газа 90-100%),

б) нефтяные (нефти более 50%),

в) газонефтяные (газа более 50%).

Фонтаны могут содержать смеси флюидов, т.е. могут быть газоводяные и т.д.

Иногда в процессе фонтанирования состав компонентов меняется.

 2. По степени сложности работ при ликвидации открытого фонтанирования фонтаны можно разделить на две группы:

а) неосложнённые (открытые фонтаны, у которых имеется база для ликвидации – обсадная колонна, колонный фланец, в скважину спущена колонна труб бурильная или НКТ),

б) осложнённые (не имеющие базы для их ликвидации).

3. По мощности дебита фонтаны делятся на:

а) слабые (до 500 т/сут. по нефти, до 500тыс.м3/сут. по газу),

б) средние (до 1000 т/сут. по нефти, до 1 млн.м3/сут. по газу),

в) мощные (свыше 1000 т/сут. по нефти, свыше 1млн.м3/сут. по газу).

Анализ причин возникновения фонтанов показывает, что они являются следствием нарушения технологии бурения, ремонта и освоения скважин, отступления от плана работ.

 

Причины поршневого эффекта.

1. Сужение ствола, образование сальников, обвалы и осыпи неустойчивых пород, большое количество взвешенных частиц породы в растворе.

2. Большое значение СНС, при этом возникают дополнительные сопротивления в начале движения инструмента при подъёме.

3. Малый кольцевой зазор между стенками скважины и инструментом.

4. Высокая скорость подъёма инструмента.

5. Большая глубина скважины, а, значит, большая длина поршня.

Мероприятия по недопущению.

1. Строго контролировать долив скважины.

2. Параметры промывочной жидкости должны соответствовать проектным.

3. Своевременно промывать и прорабатывать ствол скважины.

4. Соблюдать размеры кольцевого зазора.

5. Систематически производить очистку промывочной жидкости.

6. Соблюдать оптимальную скорость подъёма инструмента.

 

Мероприятия по недопущению.

1. Периодически промывать скважину, выравнивать параметры раствора.

2. Доливать скважину.

3. При длительных остановках закрыть ПВО, установить постоянный контроль за устьем скважины.

4. При очень длительных остановках над вскрытыми продуктивными пластами установить цементный мост.

V. При креплении скважин.

Крепление скважины состоит из четырёх основных технологических операций: подготовка ствола скважины, спуск обсадной колонны, цементирование, ОЗЦ.

1. При проработках некачественное удаление глинистой корки со стенок скважины, что приводит к отсутствию контакта на границе цемент-порода.

2. Большая скорость спуска обсадной колонны, получение поршневого эффекта, образование зоны поглощения.

3. Отсутствие долива колонны при спуске, это может привести к разрушению колонны на большой глубине и при больших давлениях, к снижению уровня жидкости в затрубье, выравниванию уровня с уровнем в трубном пространстве, снижению давления на пласт.

4. Отклонение параметров промывочной жидкости от проектных.

5. При цементировании – не соответствие параметров цементного раствора проектным, наличие или возникновение зон поглощения, увеличение сроков цементирования.

6. При ОЗЦ – плохой контакт цементного камня с породой, увеличение сроков схватывания цементного раствора.

7. Ошибки при расчётах цементирования.

Мероприятия по недопущению.

1. Качественная подготовка ствола скважины перед спуском обсадной колонны.

2. Подготовка обсадных труб к спуску (опрессовка, шаблонирование).

3. Установка элементов технологической оснастки обсадной колонны (центраторы).

4. Спуск обсадной колонны со скоростью, допускаемой правилами.

5. Соблюдение рецептур цементных растворов и технологии процесса цементирования.

 

VI. При вскрытии продуктивных пластов.

При вскрытии газоносных пластов газ попадает в раствор вместе с выбуренной породой, чем больше выносится шлама, тем больше газа выходит в раствор.

1. Большая механическая скорость бурения при вскрытии газоносного пласта.

2. Скважина заполнена промывочной жидкостью с заниженной плотностью или в недостаточном объёме.

3. В плане работ указано заниженное пластовое давление, что приводит к ошибкам в расчётах необходимой плотности раствора.

4. Затягивается спуск труб для промывки после перфорации.

Мероприятия по недопущению.

1. Заполнять скважину жидкостью с расчётной плотностью и в достаточном объёме.

2. В планах работ указывать истинное пластовое давление.

3. Оборудовать устье скважины по утверждённой схеме.

4. Перед вскрытием продуктивного пласта проводить проверки состояния оборудования, ПВО, инструмента.

5. Проводить инструктаж со всеми членами бригады по практическим действиям при ликвидации ГНВП.

6. Проводить учебные тревоги по сигналу «выброс».

7. Проводить оценку готовности объекта к оперативному утяжелению, дегазации и приготовлению промывочной жидкости.

8. Снижать механическую скорость бурения при вскрытии газоносных пластов, увеличивать  объёмы промывок, дегазировать раствор.

 

                                  VII. При глушении скважины.

  1. Применение жидкости для глушения с заниженной плотностью или в недостаточном объёме.
  2. Восстановление пластового давления после остановки скважины на ремонт.
  3. В плане работ указано заниженное пластовое давление, в результате происходят ошибки в расчётах.
  4. Нарушение технологии глушения (перерывы, закачки пачками).
  5. Длительный перерыв после глушения.

 

Мероприятия по недопущению.

1. Глушить скважину жидкостью в достаточном объёме и достаточной плотности.

2. В плане работ указывать истинное пластовое давление.

3. Соблюдать регламенты при глушении скважин.

4. Жидкость для глушения не должна быть горючей, токсичной и взрывоопасной.

 

Гравитационный переток.

 

При вскрытии массивных газовых пластов возникают как бы ножницы репрессии на открытый газовый пласт из-за разности плотностей жидкости в скважине и газа в пласте, т.е. давление столба бурового раствора нарастает быстрее, чем пластовое давление. В этом случае в подошве пласта возникает фильтрация раствора в призабойную зону пласта с повышением давления в ней. Одновременно происходит вытеснение газа из кровли пласта в ствол скважины.

 

Образование зоны депрессии с падением

Пластового давления.

В открытый фонтан.

 

1. Организационные причины: недостаточная обученность персонала бригады и ИТР приёмам и методам предупреждения и ликвидации ГНВП.

2. Неправильные действия вахты:

а) затягивание или нарушение очерёдности первичных действий из-за недостаточной обученности и отсутствия навыков,

б) не соответствие размера плашек диаметру инструмента,

в) оставление инструмента на клиньях,

г) расположение муфты инструмента слишком высоко или слишком низко от ключа,

д) несоответствие положения задвижек на выкидных линиях типовой схеме,

е) не проведена фиксация плашек штурвалами ручного управления превентором,

ж) нарушение правил безопасности при работах в загазованной среде.

3. Неправильные действия ИТР:

а) промывка без расчётного противодавления при наличии газа в скважине,

б) стравливание давления, не предусмотренное методикой или расчётом глушения без одновременного подкачивания жидкости в скважину,

в) ошибки в расчётах,

г) нарушение технологии глушения,

д) затягивание времени глушения.

4. Неисправность ПВО.

5. Отсутствие свободных подходов к задвижкам и другим основным узлам ПВО.

6. Несоответствие фактической схемы обвязки ПВО проектной.

7. Неисправность силового или насосного оборудования.

8. ПВО не приведено к режиму оперативной готовности.

9. Заниженная прочность обсадной колонны.

10. Неправильное определение пластового давления.

11. Неправильные расчёты давлений опрессовки обсадных колонн с установленным ПВО.

12. Некачественное цементирование обсадных колонн (прорыв газа по затрубью, образование грифонов).

 

При возникновении ГНВП.

 

  1. Проведение инструктажей по противофонтанной безопасности.
  2. Проведение учебных тревог.

 

Типовые схемы.

 

По ГОСТ – оборудование противовыбросовое, сокращённо обозначается «ОП».

ОП предназначено для герметизации устья скважины в процессе бурения и ремонта, с целью безопасного ведения работ, предупреждения ОФ и выбросов, обеспечения охраны недр и окружающей среды. Стандартом предусмотрено 10 типовых схем обвязки устья бурящихся скважин.

Схемы № 1,2 предназначены для обвязки устья скважин при КРС и освоении. Превенторы этих схем в основном имеют ручной привод, но при применении превенторов с проходным отверстием диаметром 180 мм кроме ручного может применяться и гидравлический привод.

Схемы № 3-10 используются для обвязки устья при бурении скважин, превенторы в этих схемах имеют только гидропривод.

Набор ОП в типовой схеме можно представить обобщённым перечнем.

1. Стволовая часть ОП:

а) однофланцевый корпус колонной головки (или, по специальному разрешению, - колонный фланец с патрубком),

б) крестовина, на боковых отводах которой смонтированы задвижки с ручным приводом (схемы № 1 и 2) или с гидравлическим приводом (схемы № 3-10),

в) превенторы плашечные,

г) превентор универсальный,

д) надпревенторная катушка,

е) разрезной желоб.

2. Трубопроводы высокого давления (они же по типовым схемам – линия глушения и линия дросселирования), входящие в комплект манифольда ОП.

3. Блок глушения.

4. Блок дросселирования.

5. Выкидные линии после блоков глушения и дросселирования.

6. Станция гидравлического управления превенторами и задвижками – основной пульт гидроуправления ОП.

7. Вспомогательный пульт гидроуправления ОП – пульт-дублёр.

8. Сборка ручного управления плашечными превенторами.

9. По отдельному заказу предприятия в комплект ОП включается сепаратор или трапно-факельная установка.

Заказчик комплекта ОП для обвязки по требуемой схеме должен соблюдать условные обозначения стандарта, например:

ОП5-230/80х35

5 – типовая схема ОП по стандарту,

230 – условный диаметр проходного отверстия, мм,

80 - условный диаметр проходного отверстия выкидных линий, мм,

35 – рабочее давление ОП, МПа.

ОП5С-230/80х35, – в стволовой части ОП предусмотрен монтаж превентора с перерезывающими плашками.

ОП5-230/80х35К1 или К2, К3.

  • К – ОП изготовлено в коррозионностойком исполнении,
  • К1 – с защитой от углекислого газа СО2 до 6% (объёмных),
  • К2 – с защитой от углекислого газа СО2  и сероводорода H2S до 6% (объёмных),
  • К3 – с защитой от СО2  и H2S до 25% (объёмных).

 

Управлением (ППГ-230х35).

Превентор универсальный.

Превенторы малогабаритные.

 

Превенторы плашечные малогабаритные (ППМ) выпускаются по ТУ 3661-012-00221801-2000 и предназначены для герметизации устья скважин при проведении ремонтных работ и освоения по типовой схеме ОП-№1 и №2.

Выпускаются под шифрами: ППМ-80х21, ППМ-125х21, ППМ-156х21, ППМ-156х35, ППМ-180х21, ППМ-180х35., где 80,125,156,180 – диаметр условного прохода (мм), 21 и 35 – рабочее давление (МПа). Управление превенторами ручное дистанционное.

Условный диаметр труб, уплотняемых плашками.

Тип превентора Диаметр труб, мм
ППМ-80х21 33,48
ППМ-125х21 48,60,73,89
ППМ-156х21 60,73,89,114
ППМ-156х35 60,73,89,114
ППМ-180х21 60,73,89,114,127
ППМ-180х35 60,73,89,114,127

 

Превенторы малогабаритные трубные (ПМТ) выпускаются четырёх модификаций:    ПМТ 2.1, ПМТ 2.2, ПМТ 2.3, и ПМТ 2.4. Все модификации ПМТ комплектуются карданами и переходниками для дистанционного управления. Все модификации выпускаются по характеристике ПМТ 2.1-125х21; ПМТ 2.2-125х21 и т.д. и имеют возможности:

1) по герметизации НКТ условных диаметров 33,42,48,60,73,89;

2) по условному диаметру НКТ, герметизируемых с кабелем ЭЦН – 60,73 (тип кабеля КПБП);

3) привод плашек – ручной дистанционный;

4) наличие и количество боковых отводов корпуса

- ПМТ 2.1 – нет,

- ПМТ 2.2 – 1;

- ПМТ 2.3 – 2;

- ПМТ 2.4 – нет;

5) герметизировать устье скважины при отсутствии НКТ глухими плашками (при установке герметизатора кабельного разъёмного ГКР в верхний патрубок превентора);

6) герметизировать на устье скважины кабель геофизический (при установке ГКР в верхний патрубок превентора);

7) герметизировать на устье скважины трубу и кабель ЭЦН одновременно при использовании трубно-кабельных плашек и трубно-кабельного центратора (сменного для каждого типоразмера НКТ).

 

Превенторы плашечные с ручным (ППР) или гидравлическим приводом (ППГ) выпускаются ФГУП «ПО Баррикады» (г. Волгоград), обеспечивая соответствие присоединительных размеров ГОСТ 28919-91, стандарту АРI-6А.

Технические характеристики.

  1. Диаметр условного прохода, мм (дюймы) – 180 (7 1/16").
  2. Рабочее давление, МПа (psi) – 14 (2000), 21 (3000), 35 (5000).
  3. Диаметры труб, уплотняемых плашками, мм – 42,48,60,73,89,102,114,127 и глухие.
  4. Привод ручной или гидравлический.
  5. Исполнение корпуса – одинарный или двойной, с нижним фланцем или без него.
  6. Типы превенторов ПО «Баррикады»:

а) ППР-180х14, ППР-180х21 – одинарный с ручным приводом, каналы для теплоносителя отсутствуют;

б) ППР2-180х35 – двойной с ручным приводом, с наличием каналов на обогрев;

в) ППГ-180х21, ППГ-180х35 – одинарный с гидравлическим приводом, без каналов на обогрев;

г) ППГ2-180х35 – двойной с гидравлическим приводом, с наличием каналов на обогрев.

При заказе превентора необходимо записывать: превентор плашечный с гидравлическим управлением, двойной, с диаметром условного прохода 180 мм на рабочее давление 35 МПа, т.е. ППГ2-180х35 (пример).

Превенторы с ручным приводом применяются при капитальном ремонте скважин и при бурении боковых горизонтальных стволов (БГС), т.к. бурение БГС относят к категории КРС. При бурении БГС рекомендуется выбирать превенторы с гидравлическим приводом.

Превенторы с гидравлическим приводом применимы при бурении скважин на нефть и газ в типовых схемах ОП № 3-10, если по условному проходу они отвечают требованиям конструкции скважины.

Конструкция превенторов позволяет производить замену плашек без его демонтажа с устья скважины.

К монтажу всех малогабаритных превенторов применимы требования ОП:

  1. Ручной привод (его штурвалы) должен удаляться на расстояние не менее 10 м от устья скважины. Перед штурвалами должен устанавливаться стальной отбойный лист толщиной 5 мм, на котором необходимо стрелками указывать направление и число оборотов штурвала на закрытие-открытие. На опоре и ступице штурвала наносятся метки, при совпадении которых на полном числе оборотов гарантировано закрытие плашек.
  2. Гидравлический привод (пульт) также удаляется на расстояние не менее 10 м от устья скважины, его рама должна быть заземлена к контуру.
  3. Место управления приводами (ручным или гидравлическим) должно иметь освещение во взрывозащищённом исполнении.
  4. Вокруг устья скважины в радиусе 1,5 м должна быть выполнена бетонная отмостка (допускается нескользкий деревянный настил из досок толщиной не менее 40 мм).

 

Манифольд глушения.

 

Манифольд глушения предназначен для закачки бурового раствора в скважину и применяется в том случае, когда нормальная прямая циркуля­ция по каким-то причинам не может быть использована.В состав манифольда глушения входят (от отвода устьевой крестовины): отсекатель глинистого раствора, гидроприводная задвижка, продувочное устройство, трубы высокого давления Ø108x14 мм (линия глушения), блок глушения (тройник, одна-две прямоточные с ручным приводом задвижки, обратный клапан, сборка манометра с разделителем и вентилем высокого давления), выкидная линия после концевой задвижки блока и комплект сто­ек (или тумб) для крепления трубопроводов.

Для рабочих давлений до 7,0 МПа манифольд глушения должен включать одну задвижку с ручным управлением и обратный клапан с быстроразъемным соединением для подключения к отводу буровых насосов или к пере­движному насосному агрегату. Диаметры условного прохода задвижек, обратного клапана и трубопро­водов должны соответствовать внутреннему диаметру отводов устьевой крестовины; элементы, используемые в манифольде, должны быть на 21,0 МПа и выше. К монтажу манифольда глушения предъявляются те же требования, что и к монтажу манифольда дросселирования. На основании действующих инструкций по монтажу ОП, согласованных с противофонтанной службой, на боковых фланцах отводов устьевой кре­стовины устанавливаются отсекатели, предохраняющие трубопроводы от заполнения при открытых прямоточных задвижках. Отсекатели в заводском изготовлении не выпускаются, и в буровых предприятиях применяются различные формы отсекателей в виде задвижек, межфланцевых проставок с круглыми пластинами (диафрагмами) из паронита, жести, резины и дру­гих материалов, рассчитывая на разрывное давление 0,5... 1 МПа. Продувочное устройство простой конструкции представляет собой от­верстие с резьбовой заглушкой на боковой поверхности фланца трубопро­вода высокого давления. После снятия заглушки ввертывается штуцер с пневморукавом и сжатым воздухом (0,6...0,7 МПа) пневмосистемы, произво­дится продувка блока глушения. Затем, снова заполнив блок глушения, открывают гидрозадвижку и давлением сжатого воздуха продувают боко­вой отвод крестовины от раствора и шлама. Манометр на фланцевой катушке (или тройнике) блока глушения дол­жен быть установлен через масляный разделитель и запорное устройство с отводом для подключения (при необходимости) дистанционного мано­метра.

 

 

Манифольд дросселирования.

 

Манифольд дросселирования предназначен для регулирования потока флюида, выходящего из скважины.

В состав манифольда дросселирования входят (от отвода устьевой кре­стовины): отсекатель глинистого раствора; гидроприводная задвижка; про­дувочное устройство; трубы высокого давления Ø108x14 мм (линия дроссели­рования); блок дросселирования (крестовины, прямоточные с ручным при­водом задвижки, один-два дросселя, регулируемых с ручным или гидравлическим приводом, сборка манометра с разделителем и вентилем высокого давления); пульт управления гидроприводным дросселем; выкид­ные линии после концевых задвижек на прямой сброс, к сепаратору (или трапно-факельной установке) и комплект стоек (или труб) для крепления трубопроводов.

Все детали и узлы по присоединительным размерам должны соответст­вовать рабочему давлению устьевой сборки превенторов и стандартам на фланцевые, резьбовые и хомутовые соединения для устьевого оборудования.

В ПБ 08-624-03 (п. 2.7.6.6) допускается направлять линии сброса в одну сторону с использованием узлов и деталей, имеющих паспорта установлен­ного образца.

Повороты на линиях глушения или дросселирования в ПБ 08-624-03 не предусматриваются (ранее разрешалось делать поворот на линии глуше­ния). Практика монтажа ОП может вызвать необходимость таких поворо­тов, тогда, согласно п. 2.7.6.5, требуется исчерпывающее обоснование, со­гласованное с противофонтанной службой, для получения специального разрешения территориальных органов Ростехнадзора. Для этого случая необходимо воспользоваться рекомендацией ВНИИБТ (1990 г.), что повороты напорных линий манифольда ОП должны выполняться следую­щим образом:

Для давления до 21,0 МПа и при отсутствии абразивных частиц (кварце­вый песок, гематит) во флюиде - с помощью кованных угольников:

Для давления 35,0 МПа - с помощью тройников с заглушкой на одном из проходов;

Для давления 70,0 МПа - с помощью кованных тройников с установкой на одном из проходов заглушки с буфером.

Все детали манифольда дросселирования должны быть полнопроход­ными и выдерживать работу с буровым раствором и флюидами, содержа­щими воду, углекислый газ до 6 %, натриевые, калиевые и кальциевые хло­риды. Для среды с высоким содержанием сероводорода должно быть кор-розионностойкое исполнение.

Манифольд дросселирования на давление 35,0 МПа и выше должен иметь резервный отвод для подключения передвижного насосного агрегата, если глушение по соответствующему манифольду затруднено.

 

Эксплуатации.

 

К работам на скважинах с возможными ГНВП допускаются рабочие и специалисты, прошедшие подготовку по курсу «Контроль скважины. Управление скважиной при ГНВП» в специализированных учебных центрах. Проверка знаний и переподготовка этих кадров производится не реже одного раза в 3 года (ПБ 08-624-03, п.2.7.7.2).

Порядок профилактической проверки ОП на буровой должен соблюдаться как при нормальном режиме работы, когда отсутствует непосредственная угроза ГНВП, так и при оперативной готовности, когда имеется непосредственная угроза ГНВП.

  1. Механик должен не менее одного раза в месяц проводить осмотр и давать оценку технического состояния ОП. При обнаружении неисправностей лично руководить их устранением. Результаты проверок и выполненные работы восстановления и ремонта записывать в журнал проверки оборудования (журнал ТО и ПР).
  2. Механик и буровой мастер должны осуществлять проверки неисправности ОП путём открытия и закрытия плашек превенторов за 50-100 м до вскрытия продуктивных пластов, пластов с возможными ГНВП, пластов с АВПД с регистрацией этих проверок в вахтовом журнале буровой бригады и в журнале проверки оборудования.
  3. Буровой мастер обязан лично, не реже одного раза в неделю проверять исправность превенторов и гидравлических задвижек. В эти сроки он должен проверять соосность устья скважины с отверстием ротора путём закрытия плашечных превенторов на бурильной трубе, свободно подвешенной на элеваторе, и замерять отклонение трубы от центра отверстия ротора (допускается отклонение не более 15 мм). Уменьшение отклонения осуществляется оттяжками стволовой части ОП. Результаты проверок записывать в вахтовый журнал.
  4. Бурильщик должен проверять исправность превенторов:

а) при приёме вахты;

б) за 20-30 м до предполагаемого вскрытия продуктивного пласта и пласта с АВПД;

в) перед каждым спуском и подъёмом бурильного инструмента при вскрытых продуктивных пластах и интервалах с возможным ГНВП, результаты проверок записывать в вахтовый журнал.

  1. Установленный на предприятии регламент проверок работоспособности ОП должен предусматривать распределение обязанностей среди членов буровой вахты для выполнения таких проверок:

а) бурильщик проверяет:

- исправность основного и вспомогательного пультов управления ОП, состояние превенторов, их соединений, эффективность обогрева в зимний период;

- уровень масла в баке, давление азота в ПГА, герметичность гидросистемы, работоспособность ручного гидронасоса и электроконтактного манометра, заземление электроприводов;

- наличие и работоспособность шаровых кранов, обратных клапанов, специальной трубы с шаровым краном и переводником;

- наличие комплекта ключей для обслуживания ОП, освещение пультов управления ОП и устья скважины под буровой;

б) первый помощник бурильщика проверяет состояние:

- блока дросселирования (крепление фланцевых соединений, работоспособность и положение задвижек, исправность манометров и систем обогрева);

- ручных приводов превенторов;

в) второй помощник бурильщика проверяет:

- состояние блока глушения по креплению соединений и исправности сборки;

г) третий помощник бурильщика проверяет наличие и исправность ручного инструмента и средств индивидуальной защиты.

 

Типовые обратные клапаны.

Дроссель регулируемый.

Краны шаровые.

 

 Краны шаровые предназначены для перекрытия проходного отверстия бурильных труб с целью предупреждения выброса жидкости и газа при бурении скважин и в процессе ликвидации открытых фонтанов. При бурении скважин применяют краны шаровые типа КШВ, КШН, КШЦ.

КШН – краны шаровые нижние устанавливаются между ведущей бурильной трубой и колонной бурильных труб (под квадратом) и имеют присоединительные правые замковые резьбы (З-121, З-147, З-171).

КШВ – верхние, устанавливаются между предохранительным переводником ствола вертлюга и ведущей бурильной трубой и имеют присоединительные левые замковые резьбы (З-121Л, З-147Л, З-152Л).

Краны КШВ и КШН состоят из верхнего (с замковой муфтой) и нижнего (с замковым ниппелем) корпусов, между которыми находится запорный узел. Запорный узел включает в себя шаровую пробку, втулку для её управления, сёдла, которые прижимаются к пробке тарельчатыми пружинами, и набор резиновых колец для герметизации.

КШЦ – краны шаровые с опорными цапфами, как правило, нижнего расположения. Устанавливаются под ведущей трубой, имеют присоединительные правые замковые резьбы З-147. Отличительной особенностью этих кранов является то, что в цельном корпусе переводникового типа собран и вставлен запорный узел в сборе, закрепляемый гайкой с наружной резьбой через муфтовую часть корпуса. Шаровая пробка запорного узла установлена на цапфах, а уплотнительные прокладки выполнены из фторопласта, чем уменьшается открытие крана при одностороннем давлении.

Краны шаровые можно применять при рабочих давлениях до 105,0 МПа. На бурильный инструмент краны устанавливаются в открытом положении. Закрытие-открытие кранов производится специальным ключом. Наконечник ключа и ответное под него отверстие во втулке управления пробкой должны содержаться в чистоте, а зазор от сработки не должен превышать 0,5 мм. Для специального ключа на буровой должно быть неизменное, всем известное место хранения (или подвески).

По требованию «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности« (ПБ 08-624-03, п.2.7.6.12) «…при вскрытии коллекторов, насыщенных нефтью и газом, на буровой необходимо иметь два шаровых крана. Один устанавливается между рабочей трубой и её предохранительным переводником, второй является запасным».

Обозначение с добавлением диаметра корпуса, например, КШЦ-155(162, 172, 178, 195, 203).

Не допускается сброс жидкости под давлением через кран (размыв), открывать следует только при создании противодавления. Противодавление создаётся ступенчато, через каждые 25атм, до открытия крана. Открытие осуществляется специальным ключом, усилие на ключ – не более 15-20 кг без усилителя.

Краны опрессовываются сверху и снизу в положении «открыто-закрыто» и в положении шара под углом 45º. Краны КШЦ опрессовываются маслом индустриальным на пробное давление, равное 1,5 Рраб., в течение 5минут, КШВ и КШН – водой на рабочее давление в течение 5 минут.

 

                                      Аварийная планшайба.

 

Планшайба предназначена для герметизации устья скважины при ремонтных работах.

Опрессовка:

а) после изготовления – на пробное давление, равное 1,5Рраб=210атм,

б) один раз в квартал на базе на давление, равное 1,5Рраб, оформляется акт,

в) на устье скважины, на давление для данной колонны.

Планшайба доставляется на скважину с паспортом, уплотнительное кольцо должно быть приварено, смазка – один раз в месяц.

 

Противогазы фильтрующие.

 

 Противогазы фильтрующие (ПФ) являются индивидуальными средствами защиты органов дыхания, зрения и кожи лица от вредного воздействия газов и паров, а также от пыли, дыма и тумана. ПФ применяют при определённых условиях, только в атмосфере, содержащей не менее 18% свободного кислорода и не более 0,5% отравляющих веществ.

 Запрещается применение ПФ в условиях возможного недостатка свободного кислорода (в емкостях, колодцах, цистернах и других изолированных помещениях). ПФ нельзя применять от низкокипящих и плохо сорбирующихся веществ, таких, как метан, этилен, ацетилен. Нельзя применять ПФ для защиты от газов и паров неизвестного состава.

 Фильтрующая коробка противогазов, в зависимости от состава вредных веществ, может содержать в себе несколько специальных поглотителей или поглотитель и аэрозольный фильтр.

Коробки специализированы по назначению, в зависимости от требований. Они различаются между собой по внешнему виду, окраской и маркировкой.

 

Подбор шлем – маски.

 Для выбора необходимой шлем – маски измеряют сантиметровой лентой вертикальный обхват головы по замкнутой линии, проходящей через подбородок к щекам и через максимальную точку макушки:

1размер – 635 – 655мм,

2размер – 660 – 680мм,

3размер – 685 – 705мм,

4размер – 710мм и более.

Панорамные маски выпускаются 2 размеров. Для подбора размера панорамной маски измеряют горизонтальный обхват головы по замкнутой линии, проходящей через надбровные дуги и наиболее выступающую часть затылка.

1размер - ≤560мм, 2размер – более 560мм.

К панорамным маскам выпускают подмасочники 3размеров. Для выбора подмасочника замеряют высоту лица от переносицы до подбородка:

до 110мм – М (малый); 111 – 125мм - С (средний); свыше 125мм – Б (большой).

Марки фильтрующих коробок:

  • «А» – цвет коричневый, коробка защищает от паров органических соединений (углеводороды), фосфора и хлорорганических ядохимикатов, время защитного действия – 120минут; существуют разновидности – коробка марки «А» (сопротивлении на вдохе 18 мм рт. столба), марки «А8» (сопротивление на вдохе 8 мм рт. ст.), если коробка имеет вертикальную полосу, значит, есть встроенный аэрозольный фильтр, время действия 50 минут,
  •  «В» - цвет жёлтый, защищает от кислых газов и паров (сернистого газа, хлора, сероводорода, синильной кислоты, окислов азота, фосгена), время защитного действия – 90 минут,
  • «HG-P3»(«Г») - цвет жёлто-чёрный, защищает от паров ртути и ртутьорганических ядохимикатов,
  • «Д» (КД) – цвет серый, защищает от сероводорода, аммиака, время защитного действия – 240 минут,
  • «Е» - цвет чёрный, защищает от кислых газов и паров азотной кислоты,
  • «АВЕК-Р»(«БКФ») - цвет защитный, защищает от кислых газов и паров органических веществ, время защитного действия – 110 минут,
  • «М» - цвет красный, защищает от кислых газов и паров (аммиак, сероводород, пары ртути, фосфор и т.д.),
  • «СО» - цвет белый, защищает от угарного газа,
  • NO-P3 – цвет____, защищает от оксидов азота и аэрозолей.

 

Отбраковка фильтрующих коробок.

 

  1. Истёк срок хранения. На рабочих местах коробки хранятся 3 года, в заводской упаковке – 5лет (аварийный запас).
  2. Истёк срок защитного действия.
  3. Имеются механические повреждения коробки.
  4. При встряхивании коробки слышен шорох шихты (наполнителя).
  5. Появление постороннего запаха под маской.

Проверка ПФ производится 1 раз в месяц с записью в журнале.

Хранится ПФ должны в прохладном, чистом помещении на стеллажах или в шкафах на рабочих местах. Хранение вблизи отопительных и нагревательных приборов запрещается.

 

Противогазы шланговые (ПШ).

 

Противогазы шланговые предназначены для защиты органов дыхания и глаз, лица человека в атмосфере, содержащей менее 18% кислорода, а также при содержании вредных веществ более 0,5%.

Область применения – замкнутые ёмкости, цистерны, колодцы и другие изолированные помещения.

 Принцип защитного действия основан на использовании для дыхания воздуха, который подаётся под лицевую маску через шланг, свободный конец которого расположен в зоне чистого воздуха.

Наименование ПШ-1 ПШ-2
Шланг для подачи воздуха 1х10м 2х20м
Сигнально-спасательная верёвка 1х15м 2х25м
Комплект шлем-масок 1(3шт) 2(6шт)
Фильтрующий элемент 1 1
Устройство для подачи воздуха - 1
Пояс монтажный спасательный 1 2

При применении ПШ-1 работает бригада из трёх человек. При применении  ПШ-2 бригада состоит из 5 человек, допускается работа 1 человеку, шланги соединяются последовательно на расстояние в 40м, воздух подаётся принудительно с помощью устройства с электрическим или ручным приводом. Рекомендуемое время работы в ПШ-1 – 15 минут, затем такое же время отдыха.

ПШ походят проверку 1раз в шесть месяцев на герметичность избыточным давлением в 100мм рт.ст. в течение 1 минуты.

Прочность амуниции проверяется тоже 1раз в 6 месяц статической нагрузкой в 200кг для хлопчатобумажной и в 400кг для лавсановой, выдержка под нагрузкой – 5минут. Маска противогаза выбирается по таблице (замеряется только овал лица). ПШ применяются при температуре -30º-+50ºС, хранятся в сухом, незагазованном помещении, шланги хранятся в расправленном виде с закрытыми торцами.

 

Изолирующий противогаз ИП-4.

 

Противогаз предназначен для защиты органов дыхания, зрения, кожи лица от любой примеси в воздухе независимо от её концентрации, а также для работы в условиях недостатка или полного отсутствия кислорода. Интервал температуры -40º-+40ºС.

 Технические характеристики:

  • масса – 3,4кг,
  • продолжительность действия пускового брикета – 60-160с,
  • температура поверхности регенеративного патрона во время работы – не более 120ºС,
  • сопротивление дыханию не более 120мм вод.ст.,
  • температура вдыхаемой газовой смеси при выполнении тяжёлой физической работы – не более 50ºС.
  •  время работы определяется физической нагрузкой и составляет: тяжёлая – 40мин, средняя – до 75мин, лёгкая – 180мин.

Противогаз состоит из сумки, ремня, регенеративного патрона, брикета, маски.

Рекомендуется работать звеном из двух человек, фиксировать время работы в загазованной зоне, перед использованием проверять на исправность и герметичность, срок хранения в рабочем положении 1год.

 

 

Нефтяной промышленности.

 

 На каждом предприятии должен быть организован контроль воздушной среды (КВС) стационарными сигнализаторами, при их отсутствии применяются переносные газоанализаторы. КВС должен осуществляться промышленно-санитарными, химическими лабораториями, газоспасательной службой или обслуживающим персоналом объекта. На каждом предприятии должен быть определён перечень вредных и взрывоопасных веществ с указанием ПДК и пределов взрывания. Составляется перечень приборов для КВС, который утверждается главным инженером. КВС организует руководитель объекта. Контроль над работоспособностью приборов осуществляет служба КИП предприятия. Общий контроль возлагается на главного инженера предприятия.

 

КВС на буровых установках.

 

КВС на буровых установках проводится при вскрытии и проводке пластов, содержащих сероводород, при газопроявлениях, при бурении на растворах, содержащих нефть и легковоспламеняющиеся жидкости.

 Стационарные сигнализаторы должны устанавливаться при бурении скважин на площадях с аномально высокими пластовыми давлениями. За сто метров до вскрытия пласта, содержащего сероводород, необходимо проверить исправность приборов КВС, наличие и исправность средств индивидуальной защиты.

 КВС должен производиться не реже, чем через каждый час при вскрытии пластов, содержащих сероводород, не реже, чем через каждые два часа при ГНВП.

 При бурении скважин растворами, содержащими нефть или другие горючие смеси, КВС проводится после каждой обработки бурового раствора, а при скорости ветра менее 2м/с – не реже одного раза в сутки.

 КВС должен проводиться на рабочей площадке буровой у стола ротора, у вибросит, у приёмных емкостей, а при наличии опасности появления сероводорода – у насосов, перекачивающих буровой раствор.

 Отбор проб воздуха производится на уровне дыхания.

 

При отравлении метаном.

 

  1. Провести ингаляцию 100%-ым кислородом.
  2. Дать выпить 15-20 капель валерианы, растереть тело пострадавшего, напоить чаем, вызвать врача.

Метан при больших концентрациях вытесняет кислород и другие газы.

Методы определения вредных и опасных примесей в воздухе.

 

  1. Органолептический. Использование органов чувств.
  2. Термохимический. Метод основан на измерении теплового эффекта термической реакции окисления горючих газов и паров на каталитически активном элементе.
  3. Линейно-колористический. Метод основан на получении окрашенного слоя индикаторного порошка, длина окрашенного слоя прямопропорциональна концентрации исследуемого вещества.

 

Газоопределитель АМ-5.

 

 Аспиратор меховой, служит для экспресс-определения наличия в воздухе газов: сероводорода, окиси углерода, окиси азота, сернистого газа, углеводородов.

За один раз прибор прокачивает 100±5см3, погрешность ±25%, температура определения- 0-+35ºС.

Устройство.

  1. Верхняя и нижняя крышки.
  2. Гофра резиновая.
  3. Две цепочки.
  4. Клапан под нижней крышкой.
  5. Штуцер под трубку.
  6. Ушко для слома трубки.

Прибор проверяется два раза в год через 6 месяцев.

Порядок работы:

  • проверить на герметичность,
  • проверить срок годности трубок,
  • сломать трубку с обоих концов, вставить её в прибор,
  • прокачать 10 раз, совместить окрашенный слой трубки со шкалой на коробке.

 

Газосигнализатор Н S-82.

 

Этот прибор сделан в Японии специально для наших условий.

Технические характеристики:

  • имеет два уровня сигнализации для определения концентрации сероводорода в воздухе в диапазоне 0-30мг/м3 в производственных помещениях и на открытых площадках,
  • I - при 3мг/м3 световой диод мигает,
  • II – при 10мг/м3 световой диод постоянно горит, издаётся звуковой сигнал,
  • погрешность – 0-10мг/м3 - ±2,5мг/м3, 10-30мг/м3 - ±3мг/м3,
  • блок управления работает при tº=-10-+40ºС,
  • датчик работает при tº=-40-+40ºС,
  • источник питания – никель-кадмиевые аккумуляторы 2шт.

При температуре воздуха +20ºС прибор работает 24 часа, при -10ºС – 16 часов, время прогрева прибора 1 минута.

Устройство.

  1. Корпус.
  2. Дисплей.
  3. Соединительное гнездо.
  4. Кнопка проверки.
  5. Винт установки ноля.
  6. Отверстие для звукового сигнала.
  7. Блок питания.
  8. Датчик.
  9. Удлинитель.

При хранении прибора зарядку аккумуляторных батарей производить 1 раз в 20 дней, проверка 1раз в три месяца.

Во время работы необходимо иметь два комплекта аккумуляторов, зарядное устройство (зарядка 14 часов). Если аккумуляторов не было в приборе 6 месяцев, то прогрев производится в течение 6 часов, когда аккумуляторы сядут, идёт постоянный звуковой сигнал.

 

MicroPac

 

Назначение и область применения. Описание Прибор MicroPac предназначен для непрерывного определения содержания сероводорода в воздухе рабочей зоны. Данный прибор можно использовать как персональный, на задней части прибора

есть специальная клипса, при помощи которой можно крепить прибор, как к летней, так и к зимней спецодежде. Характерной особенностью прибора является то, что при носке прибора на верхней одежде и при попадании прямых солнечных лучей в течение некоторого времени, прибор начинает показывать завышенные значения концентрации сероводорода.

 

Устройство прибора

1 – световая сигнализация; 2 – дисплей; 3 – кнопка включения; 4 – кнопки выключения; 5 – пробозаборное устройство.

 

Технические характеристики

Прибор предназначен для определения концентрации сероводорода в воздухе рабочей зоны в диапазоне от 0 до 141 мг/м3. Одной из основных особенностей прибора является то, что он рассчитан на 2 года работы (при условии, что каждый день прибор будет работать по 9 часов и сигнал тревоги будет раздаваться не больше 1 минуты).

Сигнализация

Прибор оснащен звуковой и световой сигнализацией.

Тип сенсора – электрохимический.

Условия эксплуатации

Прибор может работать в пределах от -20 до +50°С, но кратковременно может использоваться и при температурах от -40 до +55°С.

Пороги сигнализации

Прибор имеет два порога сигнализации: при достижении концентрации сероводорода 3 и 10 мг/м3.

При срабатывании первого порога сигнализации (3 мг/м3) срабатывает прерывистый звуковой и световой сигнал, на дисплее попеременно высвечиваются А1 и значение концентрации сероводорода. При срабатывании первого порога сигнализации звук можно отключить, нажав кнопку .

При срабатывании второго порога сигнализации (10 мг/м3) срабатывает прерывистый звуковой и световой сигнал удвоенной частоты, на дисплее попеременно высвечиваются А2 и значение концентрации сероводорода. Звук отключить в случае срабатывания второго порога сигнализации нельзя.

Сообщения дисплея

SEL До окончания срока работы прибора осталось 60 дней
   
bat Срок службы батареи 7 дней
   
EEE Концентрация выше 141 мг/м3
Err Неисправность прибора

 

Межповерочный интервал – 1 год.

 

Порядок работы

Перед работой с прибором необходимо:

· произвести внешний осмотр прибора, не должно быть видимых повреждений, трещин, кнопки не должны западать.

· проверить поверку прибора, на приборе должно стоять клеймо или должно быть в наличие свидетельство о поверке.

Аккумулятор должен иметь достаточный заряд для проведения замеров ГВС.

Включить прибор, нажав кнопку включения.

При замере концентрации сероводорода на соответствие ПДК замеры необходимо производить на уровне дыхания. При постоянном использовании прибор можно повесить на нагрудный карман. Прибор необходимо включать перед началом работы и выключать по окончании работы.

По окончании работы выключить прибор, нажав одновременно две кнопки выключения.

 

Pac Ex

 

Технические характеристики

Pac Ex имеет три диапазона измерения: от 0% до 100% НПВ (нижнего предела взрываемости) с разрешением 1% НПВ, с калибровкой на большое число газов и паров; от 0 до 5 объемных процентов метана с разрешением 0,01 объемных процентов для наблюдения за содержанием метана в воздухе при концентрации ниже НПВ; от 5 до 100 объемных процентов метана, с разрешением 1% для измерения более высоких концентраций метана. Pac Ex автоматически выбирает наиболее удобный диапазон в зависимости от текущей концентрации газа в воздухе.

Калибровки в диапазонах процентов НПВ и объемных процентов можно производить независимо. Так, диапазон процентов НПВ с калибровкой на толуол можно использовать для контроля паров растворителя, в то время как диапазон объемных концентраций — для измерения концентрации метана. Пороги сигнала тревоги для каждого диапазона концентраций могут регулироваться независимо, поэтому Pac Ex практически представляет собой два прибора в одном корпусе. Пороги можно изменить в любое время, введя пароль.

Pac Ex оснащен большим светодиодным индикатором и исключительно громким звуковым сигналом тревоги, срабатывающими в случае высокой концентрации газа, разрядки батарей или сбоя в работе прибора. Чтобы определить, что именно вызвало сигнал тревоги, на дисплей выводится соответствующая информация. Pac Ex позволяет независимо регулировать пороговые значения сигналов тревоги для диапазонов процентов НПВ и объемных процентов. Стандартные установки следующие: диапазон процентов НПВ: предупреждение — 10% НПВ, тревога — 20% НПВ; диапазон объемных процентов: предупреждение — 1%, тревога — 2% (что соответствует 20% или 40% НПВ для метана). Все сигналы тревоги после включения работают непрерывно. Громкий и четкий сигнал тревоги делает Pac Ex идеальным инструментом для контроля рабочих зон.

Электропитание

Прибор работает от сменной NiCd-батареи не меньше 10 часов. Текущую емкость батареи можно вывести на дисплей с дискретностью 10%. Двухпороговый световой и звуковой сигнал предупреждает пользователя о достижении опасного предела разряда батареи. Процесс зарядки батарей контролируется микропроцессором.

Датчик взрывоопасных газов

Действие датчика основано на принципе выделения тепла при реакции. Исследуемый воздух поступает через металлокерамический диск на датчик, где взрывоопасные газы или пары каталитически сжигаются в детекторе. Выделяющаяся теплота приводит к увеличению температуры и соответственно сопротивления детектора, которое пропорционально парциальному давлению исследуемых газов и паров. Кроме детектора, датчик содержит нагретый пассивный компенсирующий элемент. Он измеряет теплопроводность исследуемого окружающего воздуха. На основе данных измерений однозначно определяется значение концентрации метана и других газов. Для диапазона измерения от 5% до 100% значение концентрации определяется по сигналу теплопроводности.

Основным недостатком прибора является то, что он показывает содержание горючих газов в пересчете на метан. Таким образом значение концентрации горючих газов ниже НКПР метана не гарантирует безопасность. Огневые работы можно начинать только при условии, что содержание горючих газов в пересчете на метан будет равно нулю.

 

Порядок работы

Перед работой с прибором необходимо:

· произвести внешний осмотр прибора, не должно быть видимых повреждений, трещин, кнопки не должны западать.

· проверить поверку прибора, на приборе должно стоять клеймо или должно быть в наличие свидетельство о поверке.

Аккумулятор должен иметь достаточный заряд для проведения замеров ГВС.

Включить прибор, нажав кнопку

|

После настройки прибора замерить содержание горючих газов. Прибор необходимо включать перед началом работы и выключать по окончании работы.

При недостаточной видимости необходимо нажать кнопку с изображением лампы.

По окончании работы выключить прибор, нажав одновременно две кнопки указанные символом «О».

Записать показания прибора в журнал и при необходимости в наряд-допуск.

 

Pac III

Назначение и область применения. Описание Прибор Pac III предназначен для непрерывного определения содержания сероводорода в воздухе рабочей зоны в диапазоне от 0 до 141 мг/м3 или от 0 до 100 ppm. Данный прибор позволяет определять содержание сероводорода как в мг/м3, так и в ppm. Большой дисплей и крупные цифры позволяют четко определять концентрацию сероводорода.

Устройство прибора

1- пробозаборное устройство; 2- световая сигнализация; 3- звуковая сигнализация; 4- дисплей; 5- кнопки выключения; 6- кнопка включения.

Технические характеристики

Сигнализация

Прибор оснащен звуковой и световой сигнализацией.

Тип сенсора – электрохимический.

Условия эксплуатации

Прибор может работать в пределах от -20 до +50°С, но кратковременно может использоваться и при температурах от -40 до +55°С.

Пороги сигнализации

Прибор имеет два порога сигнализации: при достижении концентрации сероводорода 3 и 10 мг/м3.

При срабатывании первого порога сигнализации (3 мг/м3) срабатывает прерывистый звуковой и световой сигнал, на дисплее высвечиваются А1 и значение концентрации сероводорода. При срабатывании первого порога сигнализации звук можно отключить, нажав кнопку .

При срабатывании второго порога сигнализации (10 мг/м3) срабатывает прерывистый звуковой и световой сигнал удвоенной частоты, на дисплее высвечиваются А2 и значение концентрации сероводорода. Звук отключить в случае срабатывания второго порога сигнализации нельзя.

Питание

Данный прибор может работать от аккумуляторной батареи и от обычной батарейки.

При питании прибора от аккумулятора необходимо постоянно заряжать прибор, даже если им не пользоваться. При использовании прибора каждый день необходимо каждый раз после работы. При хранении прибора необходимо заряжать прибор через каждые 3 недели.

Сообщения дисплея

Символ батареи, наполовину закрашенный – предварительная тревога по питанию, при этом раздается прерывистый сигнал.

Символ батареи, неокрашенный – главная тревога по питанию, при этом раздается прерывистый сигнал двойной частоты.

i – предупреждение и неисправности прибора, раздается непрерывный сигнал.

+++ - превышение диапазона измерения, раздается прерывистый сигнал двойной частоты.

--- - значение концентрации ниже диапазона измерения (неисправен прибор или сенсор).

Знак молнии – прибор неисправен, необходим ремонт, раздается непрерывный сигнал.

Межповерочный интервал – 1 год.

Порядок работы

Перед работой с прибором необходимо:

· произвести внешний осмотр прибора, не должно быть видимых повреждений, трещин, кнопки не должны западать.

· проверить поверку прибора, на приборе должно стоять клеймо или должно быть в наличие свидетельство о поверке.

Аккумулятор должен иметь достаточный заряд для проведения замеров ГВС.

Включить прибор, нажав кнопку включения.

При замере концентрации сероводорода на соответствие ПДК замеры необходимо производить на уровне дыхания. Прибор необходимо включать перед началом работы и выключать по окончании работы.

При недостаточной видимости необходимо нажать кнопку с изображением лампы.

По окончании работы выключить прибор, нажав одновременно две кнопки выключения.

Прибор ЭТХ-1.

 

 Экспозиметр термохимический предназначен для эпизодического измерения содержания в долях нижнего предела концентрационного распространения пламени (НКПР) горючих газов, паров в воздухе производственных помещений и емкостях.

 Экспозиметр является измерительным прибором для метана и измерительным преобразователем для других горючих газов.

ЭТХ-1-1 и ЭТХ-1-1к питаются от двух аккумуляторов НКГ-1,5 ( первый поставляется без зарядного устройства, второй – с зарядным).

ЭТХ-1-2 питается от одной батареи Планета-1(2), работает при tº=-10-+40ºС, U=3,9в.

ЭТХ-1-1(к) работают при температуре -20º-+40ºС, U=2,8в.

Способ подачи контролируемой смеси принудительный, на задней стороне прибора находится груша в нише. Прибор работает горизонтально, длина шланга не более 1,5м. Срок службы прибора 10лет.

Устройство прибора.

  1. Корпус.
  2. Крышка.
  3. Измерительный прибор стрелочный, шкала в % НКПР СН4.
  4. Механический корректор установки нуля.
  5. Клавиша.
  6. Винт установки нуля.
  7. Индикаторная лампочка.
  8. Штуцер «вход».
  9. Штуцер «выход».
  10. Отсек для резинового баллона.

Подготовка прибора к работе.

  1. Госповерка прибора один раз в 6 месяцев (посмотреть в паспорте).
  2. Проверить герметичность прибора (закрыть пальцем «вход»).
  3. Проверить питание прибора, при необходимости выставит на «0».

Работа прибора.

  1. Присоединить резиновую трубку к штуцеру «вход» на 2см, в ёмкости спустить конец трубки до нижних слоёв.
  2. Произвести 9 нажатий резинового баллона, нажать на клавишу, через 3с продолжить нажимать на резиновый баллон до установления стрелки в неподвижном состоянии. Частота нажимания – 1раз в 2с.
  3. Зафиксировать показания прибора. Для метана (СН4) показания прямые, т.е. соответствуют показаниям шкалы. Для других газов имеется переводной коэффициент.

 Ан=КхАj

Ан – расчётное значение в % НКПР,

Аj – показания прибора в НКПР,

К – переводной коэффициент.

Любое горючее вещество имеет нижний (НПВ) и верхний предел (ВПВ) взрывания. Если после проведения расчётов процентное содержание газа окажется между НПВ и ВПВ, то нельзя заниматься сваркой, кроме того нужно учитывать погрешность прибора.

Для бензина К=1,5-2,5.

 

Ликвидация ГНВП.

Контроль и управление скважиной при

Дата: 2019-02-19, просмотров: 480.