Реферат Производственная структура нефтегазодобывающего объединения
Работа добавлена на сайт bukvasha.net: 2015-10-28Поможем написать учебную работу
Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
от 25%
Подписываем
договор
Производственная структура нефтегазодобывающего объединения, УБР и НГДУ
В бурении к основному производству относят строительство и монтаж буровой,
проходка и укрепление ствола скважины, ее испытание. В соответствии с этим к
подразделениям основного производства бурового предприятия (УБР) относят
вышкомонтажный цех, буровые бригады, тампонажный цех и цех освоения скважин.
Вспомогательное производство в УБР представлено прокатно-ремонтным цехом
бурового оборудования, прокатно-ремонтным цехом турбобуров (электробуров) и
труб, прокатно-ремонтным цехом электрооборудования и электроснабжения, цехом
промывочных жидкостей, цехом пароводоснабжения, цехом автоматизации
производства.
В нефтегазодобыче основное производство включает процессы искусственного
продвижения нефти и газа к забою скважины, подъем нефти и газа на
поверхность, подготовку товарных нефти и газа. К подразделениям основного
производства нефтегазодобывающего предприятия (НГДУ) относят цех поддержания
пластмассового давления, цехи по добыче нефти и газа (промысел), цех
комплексной подготовки и перекачки нефти, газокомпрессорный цех.
Вспомогательное производство в НГДУ представлено цехом подземного и
капитального ремонта скважин, прокатно-ремонтным цехом эксплуатационного
оборудования, прокатно-ремонтный цехом электрооборудования и
электроснабжения, цехом автоматизации производства, цехом научно-
исследовательских и производственных работ, строительно-монтажным цехом и
цехом пароводоснабжения. В НГДУ могут быть и другие структурные подразделения
с учетом особенностей разработки месторождений в отдельных районах.
автоматизацией производственных процессов производственная структура буровых
и нефтегазодобывающих предприятий претерпела значительные изменения. Конторы
бурения были укреплены и преобразованы в УБР. Большинство вспомогательных
цехов, входящих в состав УБР и НГДУ, объединено в базы производственного
обслуживания (БПО).
Изменения производственной структуры УБР и НГДУ произошло в связи с тем, что
в нефтяной промышленности перевели управления основным производством на
двухзвенную систему (министерство
–
объединение). Производственное
объединение выступило как новый, более высокий тип современного предприятия с
более широкими правами и функциями, с новой производственной структурой. От
обычного предприятие производственное объединение отличается более высокой
степенью концентрации, специализации и кооперирования производства,
эффективным сочетанием науки и производства. Научно-исследовательский сектор
выступает составной частью производственной структуры. Управления НГДУ стали
производственными единицами с некоторым сужением их функций и прав.
Более совершенная производственная структура предприятий обеспечила
углубление специализации, более широкое внедрение новой техники и технологии,
сокращение управленческого персонала за счет ликвидации излишних звеньев,
оперативное влияние на ход производства, повышение культуры обслуживания.
Большой эффект дает организация централизованного ремонта и обслуживания
оборудования.
Вышки башенного типа представляют собой металлическую сборно-разборную конструкцию в форме усечённой пирамиды. Элементами вышки являются толстостенные трубы, хомуты и профильное железо (рис. 1).
Рис. 1. Буровая вышка ВРМ-24/50: 1-ноги; 2-маршевая лестница; 3-хомуты; 4-тоннельная лестница; 5 - кронблок; 6 - верхнее основание; 7 - рабочий полок; 8 -раскосы; 9 - горизонтальные пояса; 10 - буровое здание; 11 - нижнее основание.
Металлические буровые вышки имеют металлические сварные основания - салазки и могут при благоприятном рельефе местности перевозиться на небольшие расстояния без разборки. Буровое здание перевозят отдельно, если оно смонтировано на полозьях, или совместно с вышкой (при общем основании).
В условиях пересечённой местности вышки разбирают и перевозят по частям. Детали металлических вышек соединяют болтами, что обеспечивает их быструю сборку и разборку. Основными элементами вышек являются цельнотянутые трубы, которые в зависимости от высоты вышки имеют диаметры 112/104 мм, 108/99,5 мм, 102/90 мм.
На изготовление поясов используют уголковую сталь размером 65x65x6 мм и бесшовные трубы диаметром 73/67 мм, а для раскосов - уголковую сталь 50x50x6 мм или гибкие связи. Трубы ног соединяются между собой хомутами, к которым крепятся они и раскосы. Ноги вышки имеют башмаки для соединения вверху с рамой, внизу - с основанием либо фундаментом.
В верхней части вышки расположена площадка кронблока.
Выпускаемые в заводских условиях различные вышки в конструктивном отношении имеют незначительные различия.
Например, вышка ВМР-24/540 имеет шесть типо-размеров. Максимальная нагрузка на кронблок для всех размеров этих вышек 55 т. Размеры по осям опор основания -- 6x6 м, по осям опор кронблока -- 2х2м. Основные технические параметры вышек приведены в табл. 22.
В практике буровых работ находят также применение следующие типы вышек: ВУ-18/25, ВМ-18/15, В-26-25, В-26 /50, БМ-32 - с высотой от нижнего основания до оси кронблока, от 18 до 32 м. Наиболее широко используются сборно-разборные вышки типа ВРМ-24/540 и ВМ-18/15.
.
Назначение и классификация буровых долот
Буровые долота в процессе вращательного бурения могут оказывать различное воздействие на горную породу. В зависимости от способа отделения частиц горной породы от ее массива на забое различают долота:
· дробящего (ударного) действия;
· дробяще-скалывающего (ударно-сдвигающего) действия;
· истирающе-режущего действия;
· режуще-скалывающего действия.
Бурят нефтяные и газовые скважины в основном долотами, разрушающими всю поверхность забоя. Такие долота относят к породоразрушающим инструментам сплошного бурения. В разведочном и поисковом бурении в определенных интервалах отбирается образец породы в виде столбика (керна) с помощью бурильных головок, разрушающих породу по кольцу. Для разбуривания цементных пробок, зарезки новых стволов при многозабойном бурении, расширения пробуренных скважин и других работ применяют специальные буровые долота.
Конструктивное оформление бурового породоразрушающего инструмента основано на реализации способа воздействия на горную породу и зависит от его назначения. Наибольшее распространение в практике буровых работ получили породоразрушающие инструменты следующих типов: шарошечные долота дробяще-скалывающего и дробящего действия для бурения пород любой твердости. В зависимости от конструктивного исполнения при разрушении горной породы производится ударное, или сдвигающее и ударное воздействие на забой вооружением шарошки. На шарошечные долота приходится более 90 % общего объема бурения; алмазные и твердосплавные 
буровые долота истирающе-режущего действия для бурения твердых, но хрупких пород. Особенно эффективны алмазные долота при бурении крепких пород на больших глубинах; лопастные долота режуще-скалывающего действия для бурения мягких и пластичных пород роторным способом.
Буровое долото испытывает при работе значительные статические и динамические осевые нагрузки и действие переменного крутящего момента. Поэтому их конструкция должна быть рассчитана на экономически обоснованный срок службы, так как долото является инструментом одноразового использования. Восстановление долот экономически не оправдывается при современной технике их производства. Попытки создания долот со сменными рабочими органами до настоящего времени не дали положительных результатов.
Конструкция и особенности эксплуатации турбобуров
Турбобур представляет собой забойный гидравлический двигатель, снабженный осевой опорой, в котором гидравлическая энергия потока промывочной жидкости преобразуется в механическую работу вала, к которому прикрепляют породоразрушающий инструмент. Турбобур опускают в скважину на бурильной колонне, которая по мере углубления скважины наращивается с поверхности новыми бурильными трубами. В качестве гидравлического двигателя в турбобуре применяют многоступенчатую осевую турбину.
Гидравлические двигатели, в которых используется кинетическая или скоростная энергия потока жидкости, называют турбинами. В турбинах работа совершается главным образом в результате изменения количества движения жидкости.
В турбобурах применяют многоступенчатые осевые турбины лопастного типа. На рис. 1 схематично изображена одна ступень турбины турбобура, состоящая из статора и ротора.
Турбина работает следующим образом. Поток промывочной жидкости через бурильную колонну подается в первую ступень турбобура. В статоре первой ступени происходит формирование направления потока жидкости, т.е. жидкость, пройдя каналы статора, приобретает направление, указанное стрелкой А. Таким образом, статор является направляющим аппаратом турбины.
Потоки жидкости из каналов статора поступают на лопатки ротора под заданным углом и осуществляют силовое воздействие на ротор, в результате которого энергия движущейся жидкости создает силы, стремящиеся повернуть ротор, жестко связанный с валом турбины. Поток жидкости из каналов ротора первой ступени поступает на лопатки направляющего аппарата второй ступени, где вновь происходят формирование направления движения потока жидкости и подача ее на лопатки ротора второй ступени. На роторе второй ступени также возникает крутящий момент. В результате жидкость под действием энергии давления, создаваемой поверхностным насосом, проходит все ступени турбины турбобура и через специальный канал подводится к долоту. В многоступенчатых турбобурах крутящие моменты всех ступеней суммируются на валу.
В процессе работы турбины на статорах, закрепленных неподвижно в корпусе турбобура, создается реактивный момент, равный по значению, но противоположный по направлению. Реактивный момент через корпус турбобура передается на бурильные трубы и осуществляет их закручивание на определенный угол, зависящий от жесткости и длины бурильной колонны. Источником энергии в пределах рабочего органа турбины является скоростной напор потока жидкости, создаваемый вследствие перепада давления на входе в турбину и выходе из нее.
В процессе бурения осевая нагрузка на долото передается через турбобур, так как его обычно устанавливают непосредственно над породоразрушающим инструментом. Для восприятия и передачи осевой нагрузки турбобур снабжают специальной опорой, размещаемой в верхней или нижней части корпуса турбобура. Вал турбобура также снабжается радиальными опорами, предназначенными для центрирования вала, работающего при высоких осевых нагрузках и частотах вращения.
В качестве осевой опоры в серийных турбобурах применяют резино-металлические подшипники скольжения. Попытки использовать в качестве осевых опор стандартные упорные подшипники качения не дали положительных результатов. В 1960 г. во ВНИИБТ для турбобуров удалось разработать многорядную шаровую опору специальной 
конструкции.
Резинометаллический подшипник состоит из нескольких ступеней. Каждая ступень включает подпятник, закрепляемый в корпусе, и диск, сидящий на валу турбобура. Кольцо служит для защиты вала турбобура от изнашивания и для обеспечения заданного расстояния между дисками пяты. Подпятник по дисковой части облицован резиной, т.е. по верхней, нижней и внутренней цилиндрической поверхностям. Корпус подпятника имеет каналы для пропуска промывочной жидкости.
Радиальная резинометаллическая опора турбобура представляет собой корпус, внутренняя поверхность которого облицована резиной. В качестве нижней радиальной опоры используют ниппель. Резиновая обкладка ниппеля выполняет также функции сальникового уплотнения.
Работоспособность резинометаллических подшипников турбобура в абразивной среде в различных нефтяных районах страны колеблется в пределах 50--150 ч. Этим временем определяется межремонтный срок работы турбобура. Сравнительно высокая работоспособность резинометаллических подшипников турбобура объясняется тем, что твердые частицы, находящиеся в промывочной жидкости, попадая в зазор между эластичной облицовкой подпятника и стальной пятой, вдавливаются в резиновую поверхность, вследствие этого сила прижатия твердых частиц к стальному диску определяется упругостью резины и не зависит от удельного давления между металлической и резиновой поверхностями. Износ таких трущихся поверхностей в 4 --6 раз ниже, чем при работе двух твердых поверхностей, находящихся в абразивной среде.
Эластичная обкладка подпятников осевой опоры турбобура позволяет равномерно распределять осевую нагрузку по ступеням в пределах 0,5 -- 1,0 МПа. Коэффициент трения при промывке водой в резинометаллической опоре составляет 0,04 -- 0,10, в глинистом растворе -- 0,06 -- 0,16.
Осевая опора качения представляет собой радиально - упорный многорядный бессепараторный шарикоподшипник. Одна ступень подшипника состоит из наружного и внутреннего 2 рабочих колец, между парами которых размещается шарик 3. Расстояние между рабочими кольцами определяется размерами распорных колец -- наружного 4 и внутреннего 5. От попадания крупных абразивных частиц подшипник защищен сальником. Ввиду того, что бессепараторные подшипники работают в абразивной среде, большое влияние на их 
работоспособность оказывает правильная приработка опоры.
Конструкция и особенности эксплуатации электробуров
Наряду с гидравлическими в бурении используют и электрические машины -- электробуры.
Электробур -- это электрическая забойная машина, своеобразный электродвигатель, смонтированный в трубном корпусе малого диаметра и предназначенный для привода долота на забое скважины.
Современный электробур представляет собой, как правило, асинхронный маслонаполненный двигатель с короткозамкнутым ротором.
Конструкция промышленного электробура была разработана в СССР в 1937 -- 1940 гг. группой инженеров (А.П. Островский, Н.В. Александров, Ф.Н. Фоменко, А.Л. Ильский, Н.Г. Григорян и др.). Последующие опытно-конструкторские работы позволили значительно модернизировать электробур по сравнению с первыми образцами: была создана безредукторная машина, мощность на валу электробура была увеличена в 2 -- 3 раза (от 70 до 120 -- 230 кВт) и наряду с этим уменьшен наружный диаметр. Серийное производство электробуров в СССР было налажено с 1956 г.
В настоящее время в ряде районов страны этим способом ежегодно бурят 200 -- 250 тыс. м пород. Хотя указанный объем многократно уступает объему турбинного бурения в нашей стране, принципиальная схема подачи электрической энергии к забою скважины и использование погружного электрического двигателя для привода долота имеют неоспоримые преимущества. Однако конструктивные трудности, невысокие эксплуатационно-технические показатели и большая стоимость машины на данном этапе пока сдерживают применение этого вида техники в бурении.
Размерный ряд электробуров предусматривает их выпуск с наружными диаметрами корпуса 164, 170, 185, 215, 240, 250 и 290 мм. Более распространен электробур диаметром 170 мм. В обозначении электробура первое число -- его наружный диаметр, второе -- число 
полюсов обмотки статора (например, Э215-10). Могут добавляться буквы «М», обозначающая модернизированную модель, и «Р» -- для редукторных электробуров. Обозначение электродвигателя содержит сведения о наружном диаметре корпуса, общей длине магнитопровода с длиной немагнитопроводных пакетов и о числе полюсов. Например, маркировка МАП1-17-658/6 расшифровывается следующим образом: МАП -- мотор асинхронный погружной; 1 -- для электробура; 17 -- наружный диаметр корпуса в см; 658 -- общая длина магнитопровода и немагнитных пакетов статора в см; 6 -- число полюсов.
Выпускаемый промышленностью электробур включает трехфазный асинхронный маслонаполненный двигатель А и маслонаполненный шпиндель Б на подшипниках качения.
В трубном корпусе электробура размещены пакеты магнитопроводной стали статора б; они разделены пакетами немагнитопроводной стали в местах расположения радиальных шариковых опор ротора. Пакеты ротора 7 с алюминиевой обмоткой насажены на полом валу 5 двигателя. Ротор расположен в статоре с зазором 0,5 -- 0,6 мм на сторону.
Буровые нефтяные насосы
Буровые насосы и установки представляют собой, как правило, поршневые и плунжерные насосы, используемые для нагнетания жидких сред (глинистых, цементных, солевых растворов). Эти насосы применяются при промывочно-продавочных работах и цементировании нефтяных и газовых скважин в процессе их бурения и капитального
Приводом насоса является электродвигатель или двигатель внутреннего сгорания. Часто насосы монтируются на шасси автомобиля или на салазках (санях).
Среди поршневых и плунжерных насосов буровые насосы являются наиболее мощными и это определяет способ регулирования подачи посредством коробки передач, используемой в конструкции этих насосов. Регулирование подачи осуществляется ступенчато. Конструкция отдельных насосов предусматривает возможность изменения подачи за счёт применения сменных деталей гидроблока (гильз и поршней разных диаметров).
конструкция горизонтального двухпоршневого насоса НБ-125. У двухпоршневого насоса поршни работают в противофазе, что обеспечивает наибольшую равномерность подачи. Дальнейшее увеличение равномерности подачи обеспечивается мембранным компенсатором. Насос имеет встроенный зубчатый редуктор. Передача крутящего момента от электродвигателя или двигателя внутреннего сгорания к редуктору осуществляется через клиноремённую передачу
.
Насосы типа НТП спроектированы для передвижных установок, где к насосам предъявляются дополнительные требования по снижению массы и габаритов.
Плунжерный насос НТП-300 - высоконапорный. В насосе НТП-63, имеющем меньший напор, для уменьшения массы и габаритов использована "бескрейцкопфная" конструкция.
Существуют насосные установка АНЦ- 320К (цементировочный агрегат) на автомобильном ходу,
установка АНЦ-320С (цементировочный агрегат) на салазках,
насосная установка УНБ-300-40 с центробежным насосом-гомогенизатором.
Буровые насосы, являясь насосами объёмного типа, обладают свойством самовсасывания , но в описательной таблице традиционно указывается принятая характеристика всасывающей способности этой группы насосов - допускаемая вакуумметрическая высота всасывания.
Насосы для откачки пластовой жидкости из скважины, как указано выше, подразделяются на скважинные центробежные, скважинные
Пластовая жидкость - это смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа с температурой не более 90
°
С.
Центробежные и винтовые скважинные погружные насосные агрегаты входят в состав установок, которые помимо агрегатов содержат кабельные линии и наземное электрооборудование. Агрегат и кабельная линия опускаются в скважину на насосно-компрессорных трубах. В наземное оборудование входит трансформаторная подстанция и пуско-регулирующая аппаратура.
Условное обозначение насосов УЭЦН М(К)-5А-250-1000 (установка электрическая с центробежным насосом модульным коррозионностойким):
5А - группа установки, характеризующая поперечные габариты;
250 - подача, м
3
в сутки;
1000 - напор, м.
Винтовой насос применен в установке электрической типа УЭВМ.
насос ЭЦНК имеет 38 вариантов исполнений в зависимости от конструкции пяты, конструкции рабочих колёс, наличия входного модуля и типа соединений секций. В представленном насосе входной модуль конструктивно совмещён с секциями насоса.
насос типа ЭЦНМК состоит из входного модуля, модуля-секции (модулей-секций) и модуля головки. Соединение модулей между собой и входного модуля с двигателями - фланцевое. Соединение валов модулей-секций между собой, модуля-секции с валом входного модуля, вала входного модуля с валом электродвигателя осуществляется с помощью шлицевых муфт.
Газосепаратор предназначен для уменьшения до 50% объёмного содержания свободного газа, содержащегося в жидкости на входе в насос. Газосепаратор выпускается для комплектации насосных агрегатов типа ЭЦНМ и ЭЦНМК в виде модуля в двух исполнениях: обычном и повышенной коррозионной стойкости. Газосепаратор монтируется между насосом и двигателем.
скважинные штанговые насосы, выпускаемые в соответствии с требованиями стандарта американского нефтяного института (спецификация I I АХ ).
НВ1Б - вставной с замком наверху;
НВ2Б - вставной с замком внизу;
НН2Б - невставной с ловителем.
Все упомянутые типы штанговых насосов имеют толстостенный цельный ( безвтулочный) цилиндр (обозначается "Б").
Насосы для закачки пластовой жидкости в скважину представлены группой поверхностных и скважинных насосов.
Рассматриваемые поверхностные насосы - это горизонтальные центробежные секционные многоступенчатые насосы типа ЦНС. Описание этих насосов приведено разделе "Горизонтальные многоступенчатые насосы".
В эту группу насосов входят также и буровые насосы.
Скважинные погружные насосные агрегаты типа ЭЦП для закачки воды в пласт конструктивно представляют собой аналог насосных агрегатов для откачки воды из скважин. Для закачки воды применяются скважинные насосные агрегаты полупогружного типа ЭЦНА, у которых электродвигатель устанавливается на поверхности в устье скважины.
Насос буровой НБ-50
—
горизонтальный, двухцилиндровый, двустороннего действия, приводной со встроенным зубчатым редуктором.
Насос НБ-50 предназначен для нагнетания промывочной жидкости (воды, глинистого раствора) в скважину при геологоразведочном и структурно-поисковом бурении на нефть и газ.
Насосы также нашли широкое применение на предприятиях пищевой, химической и строительной промышленности для перекачки различных неагрессивных жидкостей.
Наличие пневматического компенсатора в нагнетательной системе насоса практически полностью устраняет неравномерность подачи жидкости на выходе насоса.
Буровые насосы завоевали большую популярность у потребителей благодаря высокой надежности, простоте обслуживания и ремонтопригодности.
| ||||||||||||||||||||
| |||||||||||||||||||||
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Эксплуатация нефти и газа
Основные принципы проектирования рациональной системы разработки нефтяных месторождений в России. Комплексный метод проектирования. Порядок проектирования. Многовариантность систем разработки. Выбор рационального варианта системы разработки.
Исходная геолого-физическая информация, необходимая для проектирования разработки нефтяного месторождения. Методы определения исходных параметров залежи для гидродинамических расчетов. Неоднородность продуктивных пластов, методы ее изучения и количественной оценки.
Разработка нефтяных пластов в условиях водонапорного режима. Системы заводнения нефтяных пластов, применяемые в различных геолого-физических условиях. Методы расчета технологических показателей разработки.
Разработка нефтяной залежи без поддержания пластового давления. Естественные системы разработки нефтяных пластов. Механизм замещения (вытеснения) нефти при различных режимах. Определение показателей разработки в режимах растворенного газа, упруговодонапорном режиме, а также при их сочетаниях.
Особенности разработки многопластовых нефтяных месторождений. Выделение эксплуатационных объектов. Распределение добычи нефти по
Особенности разработки нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей. Основные типы нефтегазовых залежей. Применяемые системы разработки и методики расчета технологических показателей.
Методы и средства контроля и регулирования разработки нефтяных и нефтегазовых залежей. Определение профилей притока и приемистости рабочих агентов. Методы анализа процесса разработки. Управление процессом разработки на различных стадиях. Способы эффективной разработки нефтегазовых месторождений.
Мероприятия, обеспечивающие сохранность недр и окружающей среды.
Современные методы увеличения нефтеотдачи пластов. Гидродинамические методы. Циклическое заводнение. Третичные методы. Закачка в пласты водных растворов ПАВ, полимеров, щелочей, кислот, мицеллярных растворов. Применение углеводородных газов высокого давления, двуоксида углерода, азота, дымовых газов. Микробиологические методы воздействия. Тепловые методы разработки. Закачка в нефтяные пласты горячей воды, водяного пара, термохимическое заводнение, внутрипластовое горение.
Вибросейсмические и электрические методы воздействия на нефтяные пласты. Горизонтальные скважины, гидроразрыв пласта, область и опыт их применения.
Условия применимости различных методов повышения нефтеотдачи, результаты опытно-промышленных работ в России и за рубежом.
6. Разработка месторождений природных газов
Основные принципы разработки газовых месторождений. Этапы разработки месторождений природных газов. Порядок проектирования. Исходная геолого-промысловая информация. Установление отборов газа, выбор и обоснование возможных вариантов разработки.
Особенности разработки месторождений с высоким содержанием конденсата. Применение сайклинг-процесса. Разработка месторождений при заводнении газоконденсатной залежи, особенности разработки газовых залежей с нефтяными оторочками. Методы воздействия на пластовые флюиды для увеличения конденсатоотдачи.
Особенности разработки месторождений природных газов с высоким содержанием неуглеводородных компонентов (углекислый газ, азот, сероводород, гелий и др.). Контроль за разработкой месторождений природных газов. Гидродинамические, геофизические, геохимические, химико-аналитические методы контроля. Построение карт изобар.
Мероприятия, обеспечивающие сохранность недр и окружающей среды при разработке месторождений природных газов.
7. Технология добычи нефти
Вскрытие пласта. Призабойная зона скважины. Гидродинамическое совершенство скважин. Вторичное вскрытие, применяемое оборудование.
Освоение скважин, методы и способы вызова притока.
Теоретические основы подъема жидкости из скважины.
Движение газожидкостных смесей в вертикальных трубах. Уравнение движения газожидкостной смеси. Структуры течения. Основные характеристики двухфазных потоков. Расчет распределения давления по длине труб.
Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин. Расчет процесса фонтанирования. Условия фонтанирования. Оборудование при фонтанной эксплуатации. Регулирование работы фонтанных скважин.
Эксплуатация нефтяных скважин стандартными и длинноходовыми штанговыми насосами. Схема установки, принцип действия и основные параметры. Динамометрирование насосных скважин.
Эксплуатация нефтяных скважин погружными центробежными электронасосами (ПЦЭН). Схема установки, принцип действия. Основные параметры ПЦЭН. Расчеты работы скважин при использовании ПЦЭН. Влияние попутного газа на работу ПЦЭН и способы его защиты от вредного влияния газа. Конструкции сепараторов для ПЦЭН. Достоинства и недостатки применения ПЦЭН для добычи нефти. Области применения установок.
Новые способы эксплуатации нефтяных скважин. Гидропоршневые насосные установки (ГПНУ). Принцип действия, схемы оборудования скважин при эксплуатации их с применением ГПНУ. Основные параметры ГПНУ.
Винтовые установки (УЭВН) и струйные насосы (УСН). Принцип действия. Схемы обустройства скважин при использовании УЭВН и УСН. Основные параметры установок. Область применения УЭВН и УСН.
Эксплуатация горизонтальных скважин.
Методы воздействия на призабойную зону скважин: интенсификация добычи нефти, изоляция пластовых вод. Гидроразрыв пласта.
Мероприятия, обеспечивающие сохранность окружающей среды при добыче нефти. Совместная эксплуатация двух пластов и более. Методы и системы подготовки воды и закачки ее в пласт.
8. Технология добычи газа
Основные требования к конструкции и оборудованию газовых скважин. Определение диаметра лифтовой колонны. Забойное и устьевое оборудование газовых скважин.
Технологические режимы работы газовых скважин. Особенности эксплуатации газовых скважин в осложненных условиях. Эксплуатация скважин в условиях разрушения призабойных зон. Эксплуатация скважин в условиях многолетнемерзлых пород и гидратообразования. Особенности конструкций и эксплуатация скважин в условиях коррозионно-агрессивной среды. Гидродинамические характеристики скважин для газоконденсатных месторождений.
Раздельная эксплуатация двух пластов в одной скважине и основное оборудование.
Способы эксплуатации скважин на завершающей стадии разработки месторождений. Работа скважин в условиях обводнения пластовой продукции. Газоотдача продуктивных пластов. Методы увеличения газоотдачи пластов, методы воздействия на призабойную зону. Методы удаления жидкости из газовых скважин. Методы удаления солей и гидратных пробок.
Нефтяные качалки
Откачка воды производится посредством объемного штангового погружного насоса, спускаемого в скважину, при этом приводом, обеспечивающим возвратно-поступательное движение плунжера насоса, является станок качалка, устанавливаемый на поверхности.
Назначение станка-качалки: преобразовать вращательное движение электродвигателя в возвратно-поступательное движение траверсы и далее через колонну штанг, опущенную в скважину, передать это движение плунжеру насоса.
Указанный способ откачки воды из дегазационных скважин является наиболее экономичным и широко применяется в мировой практике дегазации угольных пластов. При этом экономические показатели тем выше, чем ниже эксплуатационные расходы, связанные с работой станка-качалки, которые в свою очередь зависят от совершенства конструкции станка-качалки.
Безбалансирные станки качалки ПНКШ имеют оригинальную конструкцию кривошипно-шкивного преобразующего механизма с V -образным расположением ветвей каната, благодаря которому отсутствуют массивный качающийся балансир и громоздкая поворотная головка у балансирной качалки, что позволило многократно снизить динамические нагрузки, обеспечить высокую степень уравновешивания, а также полное отсутствие отрицательных крутящих моментов на редукторе, что в целом обеспечивает следующие преимущества ПНКШ перед другими видами нефтедобывающего оборудования:
1. Значительное (на 15...20%) снижение расхода электроэнергии, а также повышение cos ф.
2. Увеличение срока эксплуатации редуктора, достигаемое за счет отсутствия отрицательных крутящих моментов на выходном валу.
3. Увеличение срока службы колонны штанг, так как практически нет динамических нагрузок, вибрации.
4. Увеличение коэффициента подачи насоса, за счет повышенной длины хода, которая компенсирует вытяжку колонны штанг.
5. Повышение коэффициента наполняемости насоса, за счет уменьшения числа качаний, а следовательно числа срабатываний
клапана, каждое из которых сопровождается утечками пластовой жидкости.
6. Повышение срока службы штангового насоса, т.к. увеличение длины хода качалки предполагает удлиненный цилиндр, что существенно снизит износ его рабочей поверхности.
7. Снижение затрат при монтаже на промысле, так как объем фундамента ПНКШ в 5 раз меньше в сравнении с другими типами станков-качалок.
Ниже в таблице приведены основные технические данные станков-качалок ПНКШ.
Кинематическая схема кривошипно-шкивного преобразующего механизма привода ПНКШ.
| | 1- Стойка (трехполюсная) 2- Кривошип приводной 3- Шкив натяжной 4- Шкив направляющий 5- Гибкое звено (канат) 6- Ходовая траверса А - точка крепления неподвижного конца каната 5 g - угол между V-образно расположенными ветвями каната 5 q - угол дезаксиала S0 - длина хода ходовой траверсы (max) |
Назначение привода - придание плунжеру скважинного штангового насоса возвратно-поступательного движения посредством колонны
Отличительной особенностью безбалансирного кривошипно-шкивного привода ПНКШ является оригинальная конструкция механизма, преобразующего вращательное движение кривошипов, установленных на ведомом валу редуктора, в возвратно-поступательное движение ходовой траверсы, являющейся выходным (исполнительным) звеном привода.
Суть этого преобразующего механизма состоит в том, что кривошипы 2 снабжены натяжными шкивами 3 с огибаемыми их канатами 5, нижние концы которых шарнирно присоединены к стойке 1 (раме) в точке А, а к верхним, перекинутым через направляющие шкивы 4, расположенные в верхней части стойки 1 (стреле), подвешена ходовая траверса 6, при этом ветви канатов, отходящие от натяжных шкивов, расположены V-образно (под углом g). Особенностью данного преобразующего механизма является и то, что он, в отличие от других кривошипных механизмов с гибким звеном, способен, при определенных геометрических соотношениях звеньев, генерировать возвратно-поступательные движения, с асимметричным (дезаксиальным) циклом.
Работает привод следующим образом. Кривошипы 2, совершая вращательное движение по направлению, указанном стрелкой, своими натяжными шкивами 3 воздействуют на огибающие их канаты 5. Так как одни концы этих канатов закреплены неподвижно, то другие, перекинутые через направляющие шкивы, вместе с ходовой траверсой 6 совершают возвратно-поступательные движения, приводя в действие посредством колонны штанг, находящийся на глубине, скважинный штанговый насос. При этом, угол g между V-образно расположенными ветвями каната за каждый цикл работы привода меняет свое значение от большего к меньшему при ходе ходовой траверсы вверх и, наоборот, от меньшего к большему при ходе ее вниз.
Такое изменение угла между V-образно расположенными ветвями каната, наличие оптимального дезаксиала оказывает значительное положительное влияние на характер изменения крутящего момента на кривошипе, создаваемого скважинной нагрузкой, действующей на ходовую траверсу привода, приближая закон изменения этого крутящего момента к синусоидальному, поддающемуся более полному погашению (уравновешиванию) его кривошипным уравновешиванием, изменяющимся за цикл строго по синусоиде. В результате этого остаточный после уравновешивания крутящий момент, воспринимаемый редуктором в приводах ПНКШ, при прочих равных условиях, снижается более, чем на четверть, а во многих случаях и на треть, не только по отношению к своему предшественнику, безбалансирному кривошипному приводу типа СБМ, но еще в большей степени по отношению к обычным (стандартным) балансирным станкам-качалкам.
Из сказанного следует, что удельная длина хода, приходящаяся на каждый кНм крутящего момента на редукторе, в приводах ПНКШ, при прочих равных условиях, примерно в 1,5 раза больше, чем в обычных (стандартных) балансирных станках-качалках. Это обстоятельство, а также компактность кривошипно-шкивного преобразующего механизма, позволяет, при той же мощности, по крутящему моменту редуктора реализовать длинноходовые приводы типа ПНКШ с длиною хода до 6 м, при этом горизонтальные габариты этих станков не превышают габариты балансирных станков-качалок с длиною хода в полтора раза меньшей.
Значительное снижение и выравнивание крутящего момента на редукторе, практическое отсутствие отрицательных его значений ведет к существенному снижению эффективной мощности электродвигателя и к одновременному повышению к.п.д. и cos j его работы.
При одинаковой нагрузке на редукторе и одинаковой скорости откачки (т. е. при произведении Sn=const) приводы ПНКШ, имея при
Полуторакратное увеличение длины хода, с одновременным снижением числа ходов, при сохранении подачи насосной установки в прежнем объеме, более чем в 1,7 раза увеличивает срок службы штанг, связанный с усталостными явлениями в металле, как за счет снижения числа циклов нагружения в единицу времени, так и за счет снижения приведенного напряжения в штангах. Увеличение длины хода и снижение числа циклов работы насосной установки ведет, также, и к увеличению срока службы НКТ и скважинного насоса.
Наличие возможности создавать на штанговращателе (в случае его применения) высокие крутящие моменты, без опасения скручивания канатов подвески штанг между собой, исключает отворот штанг и обеспечивает равномерный износ, увеличивая тем самым срок их службы.
Увеличение длины хода создает условия для применения стеклопластиковых штанг и полимерных НКТ в глубоких скважинах, а тихоходный режим откачки позволяет более успешно откачивать высоковязкую нефть.
Привод имеет высокую технологичность регулирования и обслуживания, включая:
- механизированный отвод стрелы от устья скважины, при необходимости выполнения подземного ремонта скважины, при этом величина отвода составляет более 1 м;
- мгновенное торможение привода и последующее механическое стопорение, обеспечивающее безопасное выполнение работ при обслуживании механизмов;
- удобный доступ к механизму натяжения клиновых ремней;
- изменение длины хода (перестановка натяжного шкива), перемещение противовесов осуществляется с помощью приспособлений, входящих в комплект поставки.
Для установки приводов не требуется сплошного и высокого фундамента, что ускоряет и удешевляет работы по их установке, а сами приводы менее чувствительны к неравномерной осадке фундамента (свай).
Значительно меньше габариты, по сравнению с другими кривошипными приводами, позволяют рационально использовать ПНКШ в стесненных условиях морских площадок и при кустовом расположении скважин.
Ниже приводится номенклатурный ряд приводов ПНКШ, способных обеспечить подъем жидкости при любых условиях эксплуатации и при самых низких энергетических затратах и самым продолжительным межремонтным периодом работы, по сравнению с другими кривошипными приводами.
Номенклатурный ряд и краткие технические данные кривошипно-шкивных приводов (ПНКШ) скважинного штангового насоса
| Серия (PS) кДж | Шифр привода | Диапазон и шаг изменения длины хода станка качалки(Smax-Smin)&S, м | Допустимая нагрузка станка-качалки P=(PS)/S<[P] кН | Число ходов станка-качалки(циклов) п, мин-1 | Допустимый крутящий момент станка-качалки кНм | Цена с НДС, $ |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 210 | Станок-качалка ПНКШ 210-3,5-28 | (3,5-1,75); 0,25 | 210/S<[80] | 3-9 | 28 | 38 000 |
| 320 | Станок-качалка ПНКШ 320-4,5-40 | (4,5-2,5); 0,5 | 320/S<[100] | 3-9 | 40 | 40 000 |
| 430 | Станок-качалка ПНКШ 430-4,8-56 | (4,8-2,4); 0,6 | 430/S<[120] | 3-9 | 56 | 45 000 |
| Станок-качалка ПНКШ 430-4,8-56 | (4,8-2,4); 0,6 | 430/S<[120] | 2-6 | 56 | 45 000 | |
| 480 | Станок-качалка ПНКШ 480-6,0-56 | (6,0-3,0); 0,6 | 480/S<[120] | 3-9 | 56 | 48 000 |
| ПНКШ 480-6,0-56 | (6,0-3,0); 0,6 | 480/S<[120] | 2-6 | 56 | 50 000 |
–
при проходке более твердых пород. Специальный инструмент предназначается для отбора образцов пород (керна) на забое или из стенок скважины. Скорость проходки при роторном бурении изменяется в широких пределах в зависимости от характера разбуриваемых пород, глубины скважины, качества оборудования и мастерства бурильщика. В плотных известняках или хорошо сцементированных песчаниках скорость проходки не превосходит 30 см/ч, а в мягких отложениях может достигать 24 м/ч. Когда долото снашивается, буровую колонну развинчивают в «свечи» длиной 25
–
40 м, а после смены изношенного долота свечи вновь соединяют и опускают в скважину.
Важной разновидностью вращательного бурения является бурение с помощью турбобура. При роторном бурении приводной двигатель находится на поверхности земли и с помощью ротора приводит во вращение всю колонну труб с долотом на забое. При турбинном бурении двигатель турбобура с буровым долотом крепится к низу колонны труб. В буровую колонну закачивается буровой раствор, который приводит в движение турбину и тем самым вращает долото. Поднимающийся к поверхности в затрубном пространстве (между стенками скважины и буровой колонной) буровой раствор, как и при роторном бурении, выносит из скважины шлам и играет роль смазки. В разных горно-геологических условиях и при разных глубинах применяются те или иные виды вращательного бурения и их комбинации.
Крепление скважин. Скважины укрепляют обсадными колоннами для предохранения стенок скважин от обрушения и образования каверн, для изоляции водоносных горизонтов и ограничения тех участков скважины, где могут неожиданно встретиться какие-либо проявления нефти и газа.
Обсадная колонна образуется из труб большого диаметра, выработанных по определенной технологии. Обсаживание скважины допускает некоторую свободу в выборе диаметра, длины и толщины труб; отдельные трубы соединяются друг с другом посредством муфт с резьбой и устанавливаются в скважине по специальному проекту.
При обсадке нефтяной или газоносной скважины обычно используется несколько колонн, которые телескопически вставляются одна в другую и опускаются на различные глубины.
Изоляция водопритока в скважину. Пластовые воды, которые встречаются при бурении скважин, должны быть изолированы. Они обычно изолируются цементацией пространства между стенкой скважины и обсадной колонной.
Направленное бурение. Обычно планируется бурение вертикальной и прямолинейной скважины, но при бурении часто происходит отклонение от вертикали или ствол скважины изгибается. Существуют специальные скважинные приборы для определения участков такого отклонения. В некоторых случаях, напротив, ставится цель отклонения от вертикали для того, чтобы достичь объекта на расстоянии, отстоящем в несколько десятков или сотен метров по латерали от расположения устья скважины. Таким образом, забой скважины может уходить от устья на километр или более, например, от берега под дно океана, озера или реки.
Морское бурение. Существует по крайней мере пять способов бурения в пределах водоемов (рис. 5). Созданы суда, специально приспособленные для бурения в научных целях на дне океанов. Такие суда сохраняют свое положение с помощью якорей или специальных гребных винтов.
Сбор и подготовка
(резервуары)
Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента).
Пластовая вода - это сильно минерализованная среда с содержанием солей до 300 г/л. Содержание пластовой воды в нефти может достигать 80%. Минеральная вода вызывает повышенное коррозионное разрушение труб, резервуаров; твердые частицы, поступающие с потоком нефти из скважины, вызывают износ трубопроводов и оборудования. Попутный (нефтяной) газ используется как сырье и топливо.
На нефтяных промыслах чаще всего используют централизованную схему сбора и подготовки нефти (рис.18.1). Сбор продукции производят от группы скважин на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой. На АГЗУ производят учет точного количества поступающей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, нефтяного газа и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на ГПЗ (газоперерабатывающий завод). Частично обезвоженная и частично дегазированная нефть поступает по сборному коллектору на центральный пункт сбора (ЦПС). Обычно на одном нефтяном месторождении устраивают один ЦПС. Но в ряде случаев один ЦПС устраивают на несколько месторождений с размещением его на более крупном месторождении. В этом случае на отдельных месторождениях могут сооружаться комплексные сборные пункты (КСП), где частично производится обработка нефти. На ЦПС сосредоточены установки по подготовке нефти и воды. На установке по подготовке нефти осуществляют в комплексе все технологические операции по ее подготовке. Комплект этого оборудования называется УКПН - установка по комплексной подготовке нефти.
Рисунок 18.1.
Схема сбора и подготовки продукции скважин на нефтяном промысле:
1 - нефтяная скважина;
2 - автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ);
3 - дожимная насосная станция (ДНС);
4 - установка очистки пластовой воды;
5 - установка подготовки нефти;
6 - газокомпрессорная станция;
7 - центральный пункт сбора нефти, газа и воды;
8 - резервуарный парк
Обезвоженная, обессоленная и дегазированная нефть после завершения окончательного контроля поступает в резервуары товарной нефти и затем на головную насосную станцию магистрального нефтепровода.
Обезвоживание нефти затруднено тем, что нефть и вода образуют стойкие эмульсии типа "вода в нефти". В этом случае вода диспергирует в нефтяной среде на мельчайшие капли, образуя стойкую эмульсию. Следовательно, для обезвоживания и обессоливания нефти необходимо отделить от нее эти мельчайшие капли воды и удалить воду из нефти. Для обезвоживания и обессоливания нефти используют следующие технологические процессы: гравитационный отстой нефти, горячий отстой нефти, термохимические методы, электрообессоливание и электрообезвоживание нефти. Наиболее прост
Однако гравитационный процесс отстоя холодной нефти - малопроизводительный и недостаточно эффективный метод обезвоживания нефти. Более эффективен горячий отстой обводненной нефти, когда за счет предварительного нагрева нефти до температуры 50 -70
°
С значительно облегчаются процессы коагуляции капель воды и ускоряется обезвоживание нефти при отстое. Недостатком гравитационных методов обезвоживания является его малая эффективность.
Более эффективны методы химические, термохимические, а также электрообезвоживание и обессоливание. При химических методах в обводненную нефть вводят специальные вещества, называемые деэмульгаторами. В качестве деэмульгаторов используют ПАВ. Их вводят в состав нефти в небольших количествах от 5-10 до 50-60 г на 1 т нефти. Наилучшие результаты показывают так называемые неионогенные ПАВ, которые в нефти не распадаются на анионы и катионы. Это такие вещества, как дисолваны, сепаролы, дипроксилины и др. Деэмульгаторы адсорбируются на поверхности раздела фаз "нефть-вода" и вытесняют или заменяют менее поверхностно-активные природные эмульгаторы, содержащиеся в жидкости. Причем пленка, образующаяся на поверхности капель воды, непрочная, что отмечает слияние мелких капель в крупные, т.е. процесс коалесценции. Крупные капли влаги легко оседают на дно резервуара. Эффективность и скорость химического обезвоживания значительно повышается за счет нагрева нефти, т.е. при термохимических методах, за счет снижения вязкости нефти при нагреве и облегчения процесса коалесценции капель воды.
Наиболее низкое остаточное содержание воды достигается при использовании электрических методов обезвоживания и обессоливания. Электрообезвоживание и электро-обессоливание нефти связаны с
°
С. При хранении такой нефти в резервуарах, при транспортировке ее по трубопроводам, в цистернах по железной дороге или водным путем значительная часть этих углеводородов теряется за счет испарения. Легкие углеводороды являются инициаторами интенсивного испарения нефти, так как они увлекают за собой и более тяжелые углеводороды.
В то же время легкие углеводороды являются ценным сырьем и топливом (легкие бензины). Поэтому перед подачей нефти из нее извлекают легкие низкокипящие углеводороды. Эта технологическая операция и называется стабилизацией нефти. Для стабилизации нефти ее подвергают ректификации или горячей сепарации. Наиболее простой и более широко применяемой в промысловой подготовке нефти является горячая сепарация, выполняемая на специальной стабилизационной установке. При горячей сепарации нефть предварительно подогревают в специальных нагревателях и подают в сепаратор, обычно горизонтальный. В сепараторе из подогретой до 40-80
°
С нефти активно испаряются легкие углеводороды, которые отсасываются компрессором и через холодильную установку и бензосепаратор направляются в сборный газопровод. В бензосепараторе от легкой фракции дополнительно отделяют за счет конденсации тяжелые углеводороды.
Вода, отделенная от нефти на УКПН, поступает на УПВ, расположенную также на ЦПС. Особенно большое количество воды отделяют от нефти на завершающей стадии эксплуатации нефтяных месторождений, когда содержание воды в нефти может достигать до 80%, т.е. с каждым кубометром нефти извлекается 4 м3 воды. Пластовая вода, отделенная от нефти, содержит механические примеси, капли нефти, гидраты закиси и окиси железа и большое количество солей. Механические примеси забивают поры в продуктивных пластах и препятствуют проникновению воды в капиллярные каналы пластов, а следовательно, приводят к нарушению контакта "вода-нефть" в пласте и снижению эффективности поддержания пластового давления. Этому же
В герметизированной системе в основном используют три метода: отстой, фильтрования и флотацию. Метод отстоя основан на гравитационном разделении твердых частиц механических примесей, капель нефти и воды. Процесс отстоя проводят в горизонтальных аппаратах - отстойниках или вертикальных резервуарах-отстойниках. Метод фильтрования основан на прохождении загрязненной пластовой воды через гидрофобный фильтрующий слой, например через гранулы полиэтилена. Гранулы полиэтилена «захватывают» капельки нефти и частицы механических примесей и свободно пропускают воду. Метод флотации основан на одноименном явлении, когда пузырьки воздуха или газа, проходя через слой загрязненной воды снизу вверх, осаждаются на поверхности твердых частиц, капель нефти и способствуют их всплытию на поверхность. Очистку сточных вод осуществляют на установках очистки вод типа УОВ-750, УОВ-1500, УОВ-3000 и УОВ-10000, имеющих пропускную способность соответственно 750, 1500, 3000 и 10000 м3/сут. Следует отметить, что установка УОВ-10000 состоит из трех установок УОВ-3000. Каждая такая установка состоит из четырех блоков: отстойника, флотации, сепарации и насосного.
Вместе с очищенной пластовой водой в продуктивные пласты для поддержания пластового давления закачивают пресную воду, полученную из двух источников: подземных (артезианских скважин) и открытых водоемов (рек). Грунтовые воды, добываемые из артезианских скважин, отличаются высокой степенью чистоты и во многих случаях не требуют глубокой очистки перед закачкой в пласты. В то же время вода открытых водоемов значительно загрязнена глинистыми
Все оборудование системы сбора и подготовки нефти и воды поставляют в комплектно-блочном исполнении в виде полностью готовых блоков и суперблоков.
ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ НГДУ и УБР
.
7.
1. К обслуживанию ПЭВМ допускаются лица, ознакомившиеся с инструкциями
по техническому обслуживанию и эксплуатации ПЭВМ, изучившие техническое
описание ПЭВМ и их отдельных устройств и первичный, очередной и
внеочередной инструктажи по технике безопасности. На работу с
обслуживанием электроустановок допускаются лица, достигшие 18 лет и
имеющие квалификационную группу по электробезопасности. Они также не
должны иметь увечий и болезней, мешающих производственной деятельности.
Им необходимо пройти соответствующую теоретическую и практическую
Практикантам, не достигшим 18 лет, разрешается пребывание в действующих
эл.установках под надзором лиц с группой не ниже третьей.
2. Работник предприятия должен иметь 3 квалификацию по
электробезопасности.
3. Все сотрудники обязаны соблюдать правила внутреннего распорядка
4. При работе с включенным монитором ПЭВМ необходимо каждый час делать
кратковременные перерывы.
5. К вредным производственным факторам воздействующих на работника
относится электромагнитное излучение от мониторов ПЭВМ.
6. Все помещения предприятия должны быть обеспечены углекислотными
огнетушителями. Доступ к средствам пожаротушения должен быть свободным.
Курить разрешается только в специальных отведенных местах. Каждый
работник должен уметь пользоваться средствами пожаротушения и средствами
оказания первой помощи при поражении электрическим током
7. Оказание первой помощи при поражении электротоком. Если дыхание
редкое, но пульс есть начать делать искусственное дыхание. При
нарушения дыхания из-за западания языка выдвинуть нижнюю челюсть вперед,
взявшись пальцами за ее углы.
9. Правила личной гигиены, которые должен знать и соблюдать работник:
принимать пищу в специально отведенных местах.
10. При нарушении инструкций по охране труда на работника может быть
наложено административное взыскание в соответствии с правилами
внутреннего распорядка.
ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПЕРЕД НАЧАЛОМ РАБОТЫ.
1. Приступая к работе, необходимо правильно организовать рабочее место,
содержать рабочее место в чистоте и порядке, не допускать загромождения
рабочего места и проходов посторонними предметами.
2. Ко всем средствам ВТ должен быть обеспечен свободный доступ для
проведения профилактических работ, ремонта и наладки в соответствии с
нормами сервисного обслуживания.
ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ВО ВРЕМЯ РАБОТЫ.
1. При проведении работ по ремонту средств ВТ со снятием защитного кожуха с
электроприборов необходимо произвести необходимые отключения и приняты
ошибочного или самопроизвольного включения
коммутационной аппаратуры.
ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ В АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЯХ.
1. При возникновении пожара на электроустановке: по возможности отключить
эл.питание, вызвать пожарную команду и приступить к самостоятельному
тушению, предварительно оповестив рабочий персонал.
2. Для оказания медицинской помощи пострадавшим при травмировании,
отравлении и внезапном заболевании необходимо воспользоваться аптечкой,
оказать по возможности помощь, сообщить начальнику и
вызвать врача.
ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПО ОКОНЧАНИИ РАБОТЫ.
По окончании работы необходимо отключить все имеющиеся электроприборы и
навести порядок на рабочем месте.
