Вопрос. Требования безопасности при подготовке скважины к КРС

К ремонту скважин допускаются лица, не моложе 18 лет, прошедшие обучение и проверку знаний по безопасному ведению работ при капитальном и текущем ремонтах скважин. При ремонте скважин, в продукции которых содержится сероводород, обслуживающий персонал должен пройти обучение и проверку знаний в соответствии с требованиями, изложенными в "Правилах безопасности в нефтяной и газовой промышленности", а также прошедшие специальную подготовку в учебном центре предприятия1.2. Работы по ремонту скважин должны проводиться специализированной бригадой по плану, утвержденному руководством предприятия.В плане необходимо предусматривать все виды выполняемых работ и технические средства, обеспечивающие безопасность и защиту окружающей среды.1.3. Перед проведением ремонтных работ территория вокруг скважины должна быть спланирована с учетом расстановки оборудования и освобождена от посторонних предметов, а в зимнее время - очищена от снега и льда.1.4. Площадки для установки передвижных подъемных агрегатов должны сооружаться с учетом грунта, типа агрегатов, характера выполняемой работы и располагаться с наветренной стороны с учетом розы ветров.1.5. Рабочие места должны быть оснащены плакатами, знаками безопасности, предупредительными надписями.1.6. Бригады по ремонту скважин должны быть обеспечены оборудованием и инструментом в соответствии с утвержденным предприятием перечнем.1.7. Освещенность рабочих мест должна соответствовать нормам.1.8. Содержание нефтяных паров и газов в воздухе рабочей зоны не должно превышать предельно допустимых концентраций (ПДК) по ГОСТ 12.1.005-88 (углеводороды предельные C1 - C10 в пересчете на C - 300 мг/куб. м, сероводород в смеси с углеводородами C1 - C5 - 3 мг/куб. м).1.9. Администрация предприятия на основе настоящей Инструкции должна разработать и утвердить в установленном порядке производственные инструкции для персонала бригады.3.11. При текущем ремонте скважин перед разборкой арматуры необходимо:фонтанную скважину, не оборудованную внутрискважинным клапаном - отсекателем и пакером, заглушить жидкостью глушения;перед глушением фонтанной скважины, оборудованной клапаном - отсекателем и пакером, произвести работы по извлечению клапана - отсекателя и открытию циркуляционного клапана;скважину с механизированной добычей, оборудованную забойным клапаном - отсекателем, остановить, давление на устье снизить до атмосферного и выдержать в течение 5 часов для восстановления уровня;скважину, эксплуатирующую горизонты с пластовым давлением ниже 0,6 от гидростатического давления, забойными клапанами - отсекателями не оборудуют и не заполняют жидкостью глушения.Во всех случаях после остановки скважины необходимо убедиться в отсутствии поступления пластовой жидкости в скважину.3.12. При капитальном ремонте скважины перед разборкой арматуры необходимо скважину заполнить жидкостью глушения и убедиться в отсутствии поступления пластовой жидкости в скважину.3.13. Перед ремонтом скважины, оборудованной станком - качалкой, кривошипы и противовесы необходимо зафиксировать тормозом в нижнем положении, головка балансира при этом находится в верхней мертвой точке и, в зависимости от ее конструктивного исполнения, последняя должна быть откинута на балансир либо отвернута в сторону для свободного хода талевого блока ремонтного агрегата.Все манипуляции с подготовкой станка - качалки к ремонту на скважине должны проводиться техническими средствами, исключающими подъем рабочего на балансир.3.14. Перед ремонтом скважины, оборудованной погружной электронасосной установкой, силовой кабель должен быть обесточен и отключен от системы электропитания, проверена надежность крепления и работоспособность оттяжного кабельного ролика.3.15. Нагнетательный трубопровод линии глушения должен быть испытан жидкостью на прочность и плотность давлением, равным полуторократному значению ожидаемого давления. Обнаруженные дефекты устраняются только после снижения давления в обвязке скважины до атмосферного.3.16. В период спуска и подъема труб и внутрискважинного оборудования все устьевые задвижки и задвижка на посадочном узле герметизации устья скважины должны быть полностью открыты.

Приложение. Перечень документации, необходимой на скважине при капитальном ремонте

1. Геолого - технический план.2. Акт приема скважины в капитальный ремонт.3. Схема обвязки устья скважины.4. Пусковой паспорт готовности скважины к ремонту.Акты опрессовки факельной и задавочной линий.6. Акты опрессовки превентора.7. Акты опрессовки обратных клапанов.8. Тарировочная таблица на ГИВ.9. Журнал осмотра оборудования, инструмента и предохранительных средств.10. Вахтовый журнал бригады.11. Журнал проверки состояния техники безопасности.12. Инструкции по технике безопасности по видам работ и профессиям для членов бригады, пожарной безопасности и оказания первой помощи пострадавшим.13. Удостоверения по технике безопасности.14. План ликвидации возможных нефтегазопроявлений при капитальном ремонте скважин.15. Графики проведения пробных тренировок по сигналу "выброс" и журнал учета результатов проведения учебных тревог.16. Акт о сдаче скважины из капитального ремонта в эксплуатацию.17. Перечень необходимого оборудования, инструментов и приспособлений при капитальном ремонте скважины, утвержденный руководством предприятия.

25 билет 1вопрос Объемы автоматизации скважины с установками ЭЦН.Устройства управления обеспечивают питание, управление работой погружной насосной установки и защиту ее от аномаль­ных режимов работы.Устройства управления УЭЦН изготавливаются различ­ных типов, которые определяются системой энергоснабжения скважины, мощностью управляемого электродвигателя, клима­тическим исполнением и количеством управляемых насосных установок.Устройства комплектные серии ШГС 5805, применяются наиболее широко. Устройства предназначены для управления и защиты погружных электронасосов добычи нефти с двигате­лями серии ПЭД (в том числе со встроенной термоманометри­ческой системой) по ГОСТ 18058 - 80 мощностью 14 - 100 кВт и напряжением до 2300 В переменного тока.Устройства обеспечивают:1. Включение и отключение электродвигателя насосной установки.2. Работу электродвигателя насосной установки в режимах «ручной» и «автоматический».Работа в режиме «автоматический», обеспечивает:а) автоматическое включение электродвигателя с регули­руемой выдержкой времени от 2,5 до 60 мин при подаче на­пряжения питания;б) автоматическое повторное включение электродвигателя после его отключения защитой от недогрузки с регулируемой выдержкой времени от 3 до 1200 мин;в) возможность выбора режима работы с автоматическим повторным включением после срабатывания защиты от недо­грузки или без автоматического повторного включения;г) возможность выбора режима работы с защитой от тур­бинного вращения двигателя и без защиты;д) блокировка запоминания срабатывания защиты от пере­грузки при отклонении напряжения питающей сети выше 10 % или ниже 15 % от номинального с автоматическим самозапуском при восстановлении напряжения питания;е) разновременность пуска установок, которые подключены к одному фидеру;ж) автоматическое повторное включение электродвигателя после его отключения защитой от превышения температуры с выдержкой времени, определяемой временем появления сигнала на включение от термоманометрической системы и выдержкой времени.3. Управление установкой с диспетчерского пункта.4. Управление установкой от программного устройства.5. Управление установкой в зависимости от давления в трубопроводе по сигналам контактного манометра.Устройства обеспечивают функции защиты, сигнализации и измерения:1. Защиту от короткого замыкания в силовой цепи напря­жением 380 В.2. Защиту от перегрузки любой из фаз электродвигателя с выбором максимального тока фазы.3. Защиту от недогрузки при срыве подачи по сигналу, характеризующему загрузку установки, с выдержкой времени на срабатывание защиты не более 45 с.4. Защиту от снижения напряжения питающей сети.5. Защиту от турбинного вращения погружного электро­двигателя при включении установки.6. Возможность защиты от порыва нефтепровода по сигна­лам контактного манометра.7. Запрещение включения установки после срабатывания защиты от перегрузки8. Непрерывный контроль сопротивления изоляции систе­мы «погружной электродвигатель - кабель».9. Контроль тока электродвигателя в одной из фаз.10. Возможность регистрации тока электродвигателя в одной из фаз самопишущим амперметром.11. Сигнализацию состояния установки с расшифровкой причины отключения.12. Наружную световую сигнализацию об аварийном от­ключении установки.13. Отключение установки при появлении от термома­нометрической системы сигнала на отключение в результате превышения температуры электродвигателя.14. Отключение электродвигателя при появлении от термо­манометрической системы сигнала на отключение в результате достижения средой, окружающей электродвигатель, давления, соответствующего заданному минимальному значению.