В нефтяной и газовой промышленности

ПравилА безопасности

В нефтяной и газовой промышленности

 

ПБ 08-624-03

2.7.7.2. К работам на скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями допускаются рабочие и специалисты, прошедшие подготовку по курсу " Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях" в специализированных учебных центрах. Проверка знаний и переподготовка этих кадров проводятся не реже одного раза в 3 года.

Настоящее учебное пособие предназначено для применения при подготовке специалистов и персонала по предупреждению возникновения ГНВП и открытых фонтанов при бурении, освоении, испытании, текущем и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин

 

Рассмотрено на заседании методической комиссии

ЧОУ УЦ «СЭМС» 02. 08. 2011 г. Протокол № 10 (10.4-11)

 

 

Разработчики:

 

Аписов В.Д., генеральный директор ЧОУ УЦ «СЭМС»

Шалагин Н.А., заместитель генерального директора ЧОУ УЦ «СЭМС»

Катяшов В.В., преподаватель ЧОУ УЦ «СЭМС»

Содержание

Содержание. 4

ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯРаздел 1. Предупреждение возникновения и ликвидация ГНВП 5

Раздел 1. Предупреждение возникновения и ликвидация ГНВП.. 5

Основные понятия о ГНВП и фонтанах. 5

Причины возникновения ГНВП.. 12

Мероприятия по предупреждению ГНВП и открытых фонтанов при освоении, капитальном и текущем ремонте скважин. 14

Категории скважин по степени опасности возникновения ГНВП.. 21

Раннее обнаружение газонефтеводопроявлений. 23

Первоочередные действия производственного персонала капитального и текущего ремонта скважин при возникновении ГНВП 25

Технические средства и приборы раннего обнаружения ГНВП.. 29

Технико-технологические требования по предупреждению ГНВП. 29

Меры безопасности при глушении скважин. 32

Раздел 2. Противовыбросовое оборудование и Устьевая арматура.. 33

Рис.1. Типовые схемы обвязки ПВО по ГОСТ 13862-90: 36

Плашечные превенторы. . 43

Установка гидропневмоуправления ПВО.. 46

Манифольды.. 47

Задвижки шиберные прямоточные. 51

Регулируемые дроссели. 51

Герметизирующее устройство устья скважины.. 52

Обратные клапаны и шаровые краны.. 53

Аварийная планшайба. 55

Колонная головка ОКК. 56

Требования, предъявляемые к монтажу и эксплуатации ПВО и устьевого оборудования 57

Консервация скважин в процессе эксплуатации и ПБ при их расконсервации. 59

Раздел 3. Газобезопасность при ГНВП.. 61

Вредные и опасные свойства паров нефти, нефтепродуктов и газов. 61

Контроль воздушной среды (КВС). 64

Методы определения вредных и опасных примесей в воздухе. 66

Газоанализаторы на санитарные нормы: 66

Газоанализаторы замера довзрывных и взрывных концентраций – СГГ-4М3, ГИАМ-315. 77

Средства индивидуальной защиты (СИЗ). 87

Требования ПБ 08-624-03 к СИЗОД. 92

Оказание первой доврачебной помощи при отравлении парами нефти и газами. 93

Раздел 3. ОХРАНА ТРУДА и противопожарные мероприятия при ГНВП. 96

Литература.. 98

Раздел 1. Предупреждение возникновения и ликвидация ГНВП

Основные понятия о ГНВП и фонтанах.

ГНВП ¾ это процесс, сопровождающийся газонефтеводопроявлением, т.е. поступлением пластового флюида (газа, нефти, воды, или их смеси) в ствол скважины.

 

При проводке скважины, проведении ремонтных работ, освоении возможно возникновение условий, которые определяют аварии при данных работах, а именно: выход флюида пласта в ствол скважины по ряду причин, из которых основной является снижение давления на проявляющий пласт.

 

Причины снижения забойного давления могут быть следующие:

Ø понижение уровня раствора в скважине,

Ø выход газа в результате капиллярных явлений, изменяющих плотность и вес раствора и т.д.

 

На ряду с этими причинами, поступление флюида в скважину возможно без снижения давления на газонасыщенный пласт. Такими причинами являются:

 

 

Ø Поступление газа со шламом. Это возможно том случае когда глинизация стенок скважины идет медленнее механической скорости проходки при разбуривании продуктивного пласта. Механическая скорость бурения должна быть ограничена.

 

Ø Капиллярное перемещение. Это перемещение газа по поровым каналам, которое происходит при соприкосновении промывочной жидкости с нефтенасыщенной пористой средой в различных по величине поровых каналах. При этом возникает различное капиллярное давление. За счет разности капиллярных давлений приток нефти из пласта в скважину и внедрение фильтрата из скважины в пласт может послужить толчком к началу интенсификации проявления.

 

 

Ø Диффузия газа в скважине это перемещение газа под действием перепада порциальных давлений, обусловленное разностью концентрации газа в пласте и в промывочной жидкости. Наиболее типично подобное развитие процесса ГНВП для площадей с большой вскрытой мощностью газосодержащих пластов.

 Осмос это проникновение флюида в раствор через стенки скважины. В этом случае создается осматическое давление, которое от концентрации растворенного вещества и абсолютной температуры. Он может способствовать увеличению жидкости в скважине или наоборот.

 

 

Ø Гравитационное взаимодействие это явление связано с замещением флюида пласта буровым раствором, т.е. с частичной  потерей этого раствора. Уяжеление промывочной жидкости увеличивает интенсивность гравитационного взаимодействия.

 

Ø Контракция это явление связанное с осаждением твердых частиц раствора на забой скважины и, как следствие, снижением давления по высоте продуктивного пласта.

 

 

Ø Седиментация возникает во время структурообразования цементного камня. В этот период могут образовываться каналы заполненные жидкостью, на котором был затворен тампонажный раствор. В последствии по этим каналам возможен подъем газа, что приводит к межколонным проявлениям, грифонам и другим нежелательным явлениям.

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

К грифонам относятся фонтанные проявления, выходящие на земную поверхность за пределами устья скважины по трещинам проницаемым пластам, по контакту между цементным камнем и породами и стенками скважины. Грифоны возникают, в основном, при газопроявлениях при бурении газовых скважин и особенно в случае, если башмак колонны установлен слишком высоко и не перекрыты проницаемые пласты, что приводит к гидроразрыву до поверхности.

Открытый фонтан - неуправляемое истечение пластового флюида через устье скважины в результате отсутствия, разрушения, или негерметичности запорного оборудования, или грифонообразования.

         

Открытые фонтаны являются самыми тяжелыми авариями при бурении и ремонте скважин. Как правило, открытые фонтаны сопровождаются многими последствиями:

1. потеря бурового и другого оборудования

2. непроизводственные материалы и трудовые затраты;

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

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

5. случаи человеческих жертв.

Несмотря на совершенствование противовыбросового оборудования и технологию проводки, освоения и ремонта скважин причиной возникновения открытых фонтанов является отсутствие должного контроля за поведением скважины, при которой невозможно определить начало ГНВП и своевременно принять меры по его ликвидации, а так же неграмотные работы по глушению проявления. Каждый открытый фонтан проходит стадии:

- начала ГНВП, когда в ствол скважины только начинает поступать флюид из пласта.

- подъем флюида по стволу скважины и выброс, если устье оказалось незагерметизированным.

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

Основные понятия о давлениях в скважине.

Давление, P – Мпа; кгс/см.².

Давление определяется как сила, действующая на единицу площади. Давление в любой точке скважины одинаково во всех направлениях.

Гидростатическое давление, Pr - Мпа; кгс/см².

Гидростатическим давлением принято называть давление, определеяемое весом столба раствора выше рассматриваемого сечения, приходящегося на единицу площади.

P г = r g Н

где r - плотность флюида, г/см³;  

H - глубина скважины, м.

g- коэффициент свободного падения  равен 9, 89 м/с ²

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

Гидравлические потери (сопротивление) Pr.c, Мпа; кгс/см.².

Гидравлические потери определяются как давление, которое необходимо создать, чтобы прокачать данный флюид с данной скоростью через данную систему. Гидравлические потери возникают только при прокачивании раствора и суммируются со всеми другими давлениями, действующими в интересующей нас точке.

Значение гидравлических потерь определяется по существующим методикам.

Избыточное давление, Pиз - кгс/см.².

Избыточное давление это давление в бурильных трубах и стояке при закрытых скважинах без циркуляции. Риз добавляется к давлению, действующему в рассматриваемой точке в статических и динамических условиях. Риз.т равно разнице между пластовым давлением Рпл и гидростатическим давлением столба бурового раствора в бурильных трубах. Риз.к – избыточное давление в обсадной колонне определяется, как разница между пластовым давлением и общим гидростатическим давлением столба флюидов в затрубном пространстве.

Пластовое давление, P пл - кгс/см², МПа, есть давление флюида в рассматриваемом пласте. Пластовое давление равно гидростатическому давлению столба бурового раствора в бурильных трубах плюс Риз.т. при закрытой скважине. Нормальным пластовым давлением считается давление равное гидростатическому давлению столба воды на глубине залегания пласта. Пластовое давление выше давления столба воды называется аномально высоким пластовым давлением. Пластовое давление ниже давления столба воды называется аномально низким пластовым давлением.

В понятие входит статическое пластовое давление, которое существует в коллекторе до начала разработки.

Динамическое давление это давление в пласте в процессе работы скважин.

Забойное давление, Рзаб - кгс/см², МПа.

Забойное давление есть общее давление на забое скважины (или под долотом) в любых условиях. Рзаб=Рr+Pr.ск+Риз.

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

- в нормальных условиях бурения Рзаб> Рпл;

- при ГНВП, когда скважина закрыта, Рзаб=Рпл.

Поведение газа в скважине.

Газ может находиться в скважине:

1. в растворенном состоянии на незначительном удалении на   выходе из пласта в скважину;

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

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

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

 

 

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

Если предполагать, что в скважину поступила компактная пачка газа (например при подъеме инструмента), то при всплытии этого газа в закрытой скважине давление на забое почти удвоится. Такое повышение давления может разрушить скважину или вызвать катастрофическое поглощение и как следствие - фонтан.

Если при тех же условиях газ поднимается в скважине с открытым устьем то объем газа будет увеличиваться, что приводит к уменьшению гидростатического столба бурового раствора и, соответственно, к снижению забойного давления.

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

Причины возникновения ГНВП

Основными причинами возникновения ГНВП при ремонте скважин являются:

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

- Недолив скважины при спуско-подъемных операциях.

 

 

 

- Поглощение жидкости, находящейся в скважине.

- Глушение скважины перед началом работ неполным объемом.

- Уменьшение плотности жидкости в скважине при длительных остановках за счет поступления газа из пласта.

- Нарушение технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважин.

- Длительные простои скважины без промывки.

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

Повышенная опасность объясняется следующими свойствами газа:

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

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

 

       

 

- Способностью газовой пачки к всплытию в загерметизированной скважине, сохраняя первоначальное (пластовое) давление, что было показано на схемах расположенных выше.

Классификация

фонда эксплуатационных скважин по степени опасности их ремонта на разрабатываемых месторождениях нефти и газа

Классификация устанавливает признаки, на основании которых фонд скважин на всех разрабатываемых месторождениях и площадях (в которых выполняются работы по ремонту скважин подрядным способом) по степени опасности их ремонта подразделяется на три категории и предусматривает на этой основе повышение ответственности руководителей и специалистов к организации и ведению работ по ремонту скважин, предотвращение случаев отравления сероводородом, ГНВП, открытых фонтанов и аварий.

Классификация фонда скважин по категориям выполняется геологической службой сервисных организаций по данным анализа проб нефти, нефтяных паров, газа и воды на содержание сероводорода, по данным карт изобар или последним замерам пластового давления по состоянию на 01 января каждого года по следующим признакам:

I категория:

- газовые скважины, независимо от величины пластового давления;

- нефтяные скважины, в которых нефти имеют газовый фактор, равный 200 м³/т и более;

- нефтяные скважины, в которых возможно поступление газа в эксплуатационную колонну через имеющиеся в колонне нарушения в результате межпластовых перетоков;

- нефтяные скважины с внутренним или внешним газлифтом;

- нефтяные и нагнетательные скважины, в которых пластовое давление выше гидростатического на 15% и более;

- нефтяные скважины, в которых попутный газ или нефтяные пары содержат сероводород, превышающий предельно-допустимую концентрацию (далее - ПДК) в воздухе рабочей зоны;

- эксплуатационные, нефтяные и газовые скважины, перфорированные в зоне газоносности;

- нефтяные скважины, имеющие в разрезе близкорасположенные между собой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с расстоянием от перфорации до газового пласта менее 10м;

- нефтяные и газовые скважины, в продукции которых сероводород отсутствует, но имеются возможности поступления его из верхних незагерметизированных горизонтов (артинский и др.) на устье скважины и соз­дающий загазованность, превышающую ПДК.

II категория:

1. нефтяные скважины, в которых пластовое давление не превышает гидростатическое, более чем на 15% и нефти имеют газовый фактор менее 200 м³/т;

2. нагнетательные скважины, в которых пластовое давление не превышает гидростатическое более чем на 15%;

3. скважины, подлежащие освоению на новых месторождениях, на которых возможны ГНВП.

III категория:

1. скважины, в которых пластовое давление равно гидростатическому или ниже его, сероводород отсутствует.

Результаты классификации оформляются в виде таблицы с указанием наименования месторождения (площади) и номеров скважин с указанием их категории (с расшифровкой скважин I - II категории по давлению и по содержанию сероводорода). Таблица подписывается начальниками производственно-технического и геологического отделов, согласовывается с местным представителем военизированного отряда и утверждается главным инженером и главным геологом  НГДУ.

Утвержденная таблица с результатами классификации направляется в 1 квартале каждого года начальникам цехов добычи нефти и газа (нефтепромыслов) и капитального, текущего ремонта скважин для руководства при составлении плана работ на подготовку скважин к ремонту, наряд - задания и актов на прием-передачу скважин бригадами цеха КПРС, принятия мер, обеспечивающих безопасность выполнения этих работ бригадами капитального и текущего ремонта скважин и подготовительными бригадами по глушению скважин. Один экземпляр этой таблицы передается представителю Башкирского военизированною отряда для осуществления контроля.

По скважинам, отнесенным к I - II категориям по содержанию сероводорода выше ПДК, допускается перевод их во II или III категорию, если при проведении анализа попутного газа перед началом ремонта скважины наличие сероводорода не обнаружено или его содержание ниже ПДК. Проба для анализа берется из затрубного вентиля.

В этом случае комиссия, составившая и утвердившая классификацию фонда скважин по степени опасности возникновения ГНВП и ОФ составляет акт об изменении категории скважины, который согласовывается с представителями Башкирского военизированного отряда.

В плане работ и в наряде-задании в правом верхнем углу бланка делают­ся предупреждающие надписи:

для скважины I категории - «Первая категория – опасно - сероводород выше ПДК» или «Первая категория - опасно - ГНВП»

для скважины II категории – «Вторая категория Рпл. выше гидростатического до 15%»

для скважины III категории – «Третья категория - Рпл. равно гидростатическому или ниже его, сероводород отсутствует».

Для всех категорий скважин в плане работ указывается процентное содержание сероводорода, а также: мероприятия, обеспечивающие безопасность выполнения работ при подготовке скважины к ремонту, при ведении ремонта, ИТР, ответственные за выполнение этих мероприятий.

Мероприятия по обеспечению безопасности работ при подготовке скважины к ремонту и в процессе ремонта скважин должны соответствовать требованиям документов, приведенных в настоящем сборнике: " Инструкции по безопасному проведению работ при ремонте скважин, содержащих сероводород". Ответственность за соблюдение требований, изложенных в данной классификации, возлагается на начальника цеха по капитальному и текущему ремонту скважин сервисной организации.

Контроль за выполнением требований, изложенных в данной классификации, возлагается на заместителя главного инженера сервисной организации по промышленной безопасности и охране труда.

Машинист агрегата.

Выполняет указания бурильщика, устанавливает двигатель агрегата, после герметизации скважины сообщает диспетчеру о ГНВП.

Если в качестве ПВО представлена устьевая арматура (фонтанная арматура, АУШГН, АУЦН) бурильщик с помощниками наворачивает на инструмент монтажный патрубок, на крюк подвешивает монтажную легкость (кошку). Бурильщик приподнимает инструмент, снимает клиновую подвеску, зацепляют АПР, КМУ, ГКШ, спайдер, гидроротор легостью и после отворота болтов крепления их убираетвсе на мостки.

Признаком окончания глушения скважины является соответствие плотности жидкости выходящей из скважины плотности жидкости глушения, при этом объем прокаченной жидкости глушения должен быть не менее расчетной величины.

При глушении скважин с высоким газовым фактором (более 200 м³/м³, и с пластами имеющими поглощающие интервалы должна предусматриваться закачка в зону фильтра буферной пачки загущенной жидкости или ВУС. При интенсивном поглощении используются нефтеводо – кислоторастворимые наполнители – кольматанты с последующим восстановлением проницаемости ПЗС.

Рис.1. Типовые схемы обвязки ПВО по ГОСТ 13862-90:

а – схема 1; б – схема 3; в – схема 7; г – схема 10;

1 – плашечный превентор; 2 – задвижка с ручным управлением; 3 – крестовина;

4 – манометр с запорным и разрядным устройствами; 5 – регулируемый дроссель с ручным управлением; 6 – гаситель потока; 7 – блок дросселирования; 8 – линия дросселирования; 9 – устье скважины; 10 – линия глушения; 11 – прямой сброс; 12 – вспомогательный пульт; 13 – гидроуправление превенторами; 14 – кольцевой превентор; 15 – отвод к сепаратору; 16 – задвижка с гидроуправлением;

17 – обратный клапан; 18 – отвод к буровым насосам; 19 – блок глушения; 20 – регулируемый дроссель с гидроуправлением; 21 – пульт управления дросселем; 22 – отвод к системе опробывания скважины

Задвижка № 5 в нормальном состоянии – открыта. Задвижки № 1, 2, 3, 4 – закрыты. Обозначения к схеме 3. 1. К насосным установкам или прямой сброс. 2. Манометр с запорным устройством и разделителем сред. 3. Кран высокого давления (КВД). 4. Задвижка. 5. Выкидная линия (в емкость долива, желобную систему). 6. Насосно-компрессорные трубы (НКТ). 7. Гидроротор (КМУ, АПР, спайдер). 8. Превентор.                                                                                    9. Крестовина арматуры или переходная катушка для АУШГН, АУЭЦН. 10. Муфта обсадной трубы. 11. Опора. 12. Хомут крепления выкидной линии. 13. БРС.

Схема обвязки устья скважины с применением КМУ, АПР, спайдера (при ремонте скважин I -ой и II-ой категории)

 

 

С Х Е М А

С Х Е М А

С Х Е М А

Рис. 5. Станция гидроуправления ГУП 14

а – пульт основной; б – гидроаккумуляторная станция с основным пультом

1 – корпус; 2 – панель приборов; 3, 4, 6, 7 – манометры; 5 – клапан редукционный; 8–13; 17–19 – рукоятки управления; 14 – электрооборудование; 15 – вентиль;

16, 21 – блок кранов; 20 – выключатель; 22 – вентиль; 23 – звонок громкого боя;

24 – бак масляный; 25 – заливная горловина; 26 – щуп; 27 – клапан предохранительный; 28 – обратный клапан; 29 – электродвигатель; 30 – насос аксиально-поршневой; 31 – насос ручной; 32 – пневмогидроаккумулятор

Манифольды

Манифольды предназначены для обвязки блока превенторов противовыбросового оборудования в целях управления нефтяной или газовой скважиной в процессе ликвидации газонефтепроявления.

В соответствии с ГОСТ 13862-90 предусмотрено пять схем обвязки манифольдов (рис. 6) с условным диаметром прохода 50, 65 и 80 мм.

 

 

 

Рис.6. Схемы обвязки манифольдов противовыбросового оборудования по  ГОСТ 13862-90:

а - на давление до 14 МПа для ОП с ручным управлением; б - на давление до 35 МПа для ОП с гидроуправлением; в - на давление 35-70 МПа для ОП с гидроуправлением; г - на давление 35 и 70 МПа для ОП с гидроуправлением и двумя крестовинами в превенторном блоке; д - на давление 35- 105 МПа для ОП с гидроуправлением и в коррозионно-стойком исполнении;

1 - линия глушения; 2 - задвижка с ручным управлением; 3 - блок превенторов (устье скважины); 4 - линия дросселирования; 5 - манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 6 - блок дросселирования; 7 - прямой сброс; 8 - гаситель потока; 9, 16 - регулируемый дроссель с ручным и гидроуправлением; 10 - отвод к буровому насосу или насосному агрегату; 11 - обратный клапан; 12 - блок глушения; 13 -задвижка с гидроуправлением; 14 - отвод к сепаратору или трапно-факельной установке; 15 - пульт управления дросселем; 17 - верхняя крестовина блока превенторов; 18 - кованый тройник; 19 - отвод к системе пластоиспытателя в процессе бурения

Манифольд ПВО состоит из коренных задвижек с ручным или ручным и гидравлическим управлением, двух блоков - дросселирования и глушения, включающих задвижки с ручным управлением, обратный клапан, регулируемые дроссели с ручным и дистанционным управлением, крестовины, тройники, гасители потока, показывающие манометры с разделителями сред, а также из напорных трубопроводов и пакетов трубопроводов низкого давления.

 

Рис. 8.  Манифольд МПО 80х70 1 – линия глушения; 2 – задвижка с гидроприводом; 3 – фланец ответный; 4 – клапан обратный; 5 – тройник с манометром; 6 – дроссель с ручным приводом; 7 – манометр показывающий; 8 – разделитель сред; 9 – вентиль игольчатый; 10 – фланец инструментальный; 11 – датчик давления; 12 – крестовина; 13 – задвижка с ручным приводом; 14 – сепаратор бурового раствора; 15 – фланец адаптерный; 16 – пробка; 17 – гаситель потока; 18 – блок превенторов

 

Блок дросселирования

Состоит из смонтированных на транспортной раме двух или трех регулируемых дросселей, один или два из которых - с гидравлическим управлением (кроме манифольдов по схемам 1-5, в которых оба дросселя имеют ручное управление), задвижек с ручным управлением, крестовин, тройников, гасителей потока, монтажных узлов, датчиков давления, манометров показывающих с разделителями сред (предохранителей манометра от засорения).

 

Блок глушения

Включает в себя смонтированные на транспортной раме тройник, задвижки с ручным управлением, обратный клапан, показывающий манометр с разделителем сред и запорным устройством.

 

Предохранитель манометра

Предназначен для защиты от зашламления твердой фазой бурового раствора. Общий вид предохранителей манометра показан на рис. 9. Предохранитель оснащен игольчатым вентилем и разрядным клапаном.

 

Обратный клапан

Служит для предотвращения попадания в обвязку насосов или насосных агрегатов пластового флюида при их остановке в процессе глушения скважины. Общий вид обратного клапана приведен на рис. 10.

                   

Рис 9. Предохранитель манометра с разделителем:
1 – корпус; 2 – разрядный клапан; 3 – игольчатый вентиль; 4 – крышка; 5 – гайка; 6 – поршень	Рис 10. Обратный клапан блока глушения манифольда: 1 – корпус; 2 – пружина; 3 – седло клапана; 4 – шар; 5 - крышка

 

Регулируемые дроссели

Предназначены для установки в блокаx дросселирования манифольдов ПВО для осуществления бесступенчатого регулирования давления на устье скважины (перед дросселем). Регулируемые дроссели выпускаются с ручным и гидравлическим управлением.

 

Рис. 13. Регулируемые дроссели с ручным управлением ДР-80х35: 1 - упорный подшипник; 2 - накидная гайка; 3 - твердосплавный наконечник; 4 - корпус насадки; 5 - твердосплавная насадка; 6 - корпус; 7 - стакан; 8 - шпиндель; 9 - корпус привода; 10 - имитатор насадки; 11 - имитатор наконечника; 12 - маховик;

                                  

Рис. 14. Регулируемый дроссель с гидравлическим управлением ДРГ-80х70: 1 – крышка цилиндра; 2 – втулка – указатель положения; 3 – цилиндр; 4 – поршень; 5 – гайка накидная; 6 – шток; 7 – корпус насадки; 8 – наконечник; 9 – твердосплавная насадка; 10 – корпус дросселя; 11 – втулка упорная; 12 – входной фланец

Техническая характеристика.

1. Условный проход                                                          50мм

2. Рабочее давление                                          140атм

3. Пробное давление                                                         280атм

4. Масса                                                                66кг

5. Нагрузка на подвесной трубе                      до 15 тонн

 

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

Колонная головка ОКК

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

- подвешивания и центровки обсадных колонн;

- герметизации и разобщения межколонных пространств с возможностью контроля давления в межтрубном пространстве;

- установки ПВО (в процессе бурения) и фонтанной арматуры (в процессе эксплуатации);

- проведения технологических и ремонтных работ при эксплуатации скважин.

Существуют одно-, двух-, трех-, четырех- и пятиколонные головки.

Требования, предъявляемые к конструкциям колонных головок, следующие:

- надежная герметизация межтрубных пространств;

- возможность контроля за давлениями во всех межтрубных пространствах;

- быстрое и надежное закрепление подвески обсадных колонн;

- возможность крепления к одной колонной головке различных обсадных колонн, т. е. универсальность;

- быстрый и удобный монтаж; минимально возможная высота.

Выпускаются колонные головки на 14, 0; 21, 0; 35, 0; 50, 0 и 70, 0 МПа рабочего давления. В некоторых случаях (на газовых скважинах) применяются колонные головки, рассчитанные на давление до 150 МПа.

Шифр “ОКК-3”-350х146х245х324х426хК2:

- ОКК - оборудование колонное клиновое

- 3 – количество подвешенных колонн

- 350 – рабочее давление, атм

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

- 426 – наружный диаметр кондуктора, мм

- К2 – коррозийная стойкость 2-ой степени.

После бурения с колонной головки демонтируют превенторы и устанавливают фонтанную арматуру (рис. 20). Корпус головки 1 навинчивается на верхний резьбовой конец кондуктора.

Обсадная колонна 10 вворачивается в специальную муфту 7. Герметичность соединения корпуса головки 1 и муфты 7 достигается муфтой 2 и двумя кольцами 3 из специальной нефтестойкой резины. Плотность посадки достигается за счет прижатия муфты полукольцами 5 и фланцем 4, который болтами притягивается к фланцу корпуса. Муфта 7 заканчивается фланцем 6 для присоединения к нему фонтанной арматуры. Для опрессовки колонной головки и контроля давления в межтрубном пространстве предусмотрен боковой отвод с краном высокого давления 9 и манометром 8.

Требования, предъявляемые к монтажу и эксплуатации ПВО и устьевого оборудования

Технические требования к конструкции ПВО и его составных частей.

1. ОП является герметизирующим устройством, которое устанавливают на устье скважины для предотвращения выбросов и воздействия на скважину при проявлениях.

2. Все детали и узлы, входящие в комплект ПВО должны иметь соосность между собой и обсадной колонной, иметь одинаковый диаметр и одинаковое рабочее давление.

3. В состав устьевого оборудования в процессе бурения и ремонта скважин входят:

- Оборудование для обвязки обсадных колонн (ОКК),

- ПВО, которое состоит из следующих основных узлов: крестовины, превенторов, надпревенторной катушки, разъемного желоба, манифольда, гидроуправления превенторами и коренными задвижками.

4. Рабочее давление всех составных частей ПВО должно быть рассчитано на максимально ожидаемое давление, но не менее «Ро.э.к.».

5. Крестовина устанавливается на колонный фланец или на колонную головку, на которую устанавливается превенторная установка, а к боковым отводам – линии манифольда.

6. Превенторы с гидроприводом обеспечивают возможность расхаживания и проворачивания труб при загерметизированном устье, подвешивание колонны труб на плашке до 140 тонн и удержание труб плашками от выброса под действием скважинного давления.

7. Для фиксации плашек превентора, закрытого гидроприводом, применяется ручной привод – этим же приводом при не исправности станции управления можно закрыть превентор.

Требования, предъявляемые к монтажу стволовой части ПВО.

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

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

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

4. Превенторы должны устанавливаться с применением талевой системы подъемного агрегата.

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

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

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

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

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

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

- Номер превентора

- Направление вращения штурвала на закрытие и открытие – стрелкой

- Число оборотов штурвала до полного закрытия и открытия

- Давление опрессовки технической колонны

- Диаметр установленных плашек

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

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

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

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

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

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

Требование к монтажу и эксплуатации ПВО согласно ПБ НГП

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

- Герметизации устья при наличии труб и без них;

- Подвеска труб на плашки превентора после его закрытия;

- Срезание колонной труб;

- Контроля за состоянием скважины во время глушения;

- Расхаживания труб для предотвращения их прихвата;

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

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

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

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

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

6. Составляется ведомость на комплект ПВО.

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

7. Выкид. линии после концевых задвижек опрессует водой:

- 50 атм при рабочем давлении ПВО до 210 атм

- 100 атм при рабочем давлении ПВО более 210 атм

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

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

- Количество оборотов штурвала на закрытие;

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

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

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

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

Виды опрессовок ПВО.

1. На заводе ПВО испытывают на прочность пробным давлением согласно таблице.

2. В мех. мастерской ПВО опрессуют водой на рабочее давление. Время опрессовки 15 минут и оформляют акт № 1

3. В случаях, когда корпус ПВО подвергался ремонту с применением сварки и токарных работ опрессуют на пробное давление.

4. После монтажа на устье ПВО опрессуют на давление опрессовки обсадной колонны, но не выше рабочего давления ПВО, составляется акт № 2.

Предел взрываемости

Углеводороды нефти (метан), сернистые соединения, пары бензина и т.д. в смеси с воздухом при определенной концентрации могут образовывать взрывоопасные смеси, в связи с этим существует понятие нижнего и верхнего предела взрываемости.

НПВ - минимальная концентрация горючих газов и паров в воздухе, при которой происходит взрыв.

ВПВ - это максимальная концентрация горючих газов и паров, при которой еще происходит взрыв, а выше горение.

Интервал между НПВ и ВПВ - взрывная зона.

ПДК:

- 3 мг/м³ - в смеси с углеводородами; (С₁ - С₅) (0, 0002% )

- 10 мг/м³ - в чистом виде;                                (0, 00066%)

- 1, 4 мг/м³ - порог чувствительности;

- 0, 008 мг/м³ - норма для населенного пункта. (СанПиН-22.1/21.1.567-96).

  НПВ = 4, 3 %. (60000 мг/м³ ).  

  ВПВ = 45, 5 %. (640000 мг/м³ ).    

Действие при различных концентрациях:

1. 150 мг/м³ - легкое отравление (появляется насморк, затем кашель).

2. 250 мг/м³ - легкое отравление (жжение и боль в глазах, светобоязнь, металлический вкус во рту, головная боль, тошнота, потеря сознания).

3. 750 мг/м³ - тяжелое отравление (через 15-20 мин. смерть).

4. 1000 мг/м³ - смерть.

Оказание помощи :

1. Обезопасить себя (надеть противогаз с соответствующей коробкой).

2. Вынести пострадавшего на свежий воздух.

3. Определить состояние пострадавшего.

4. Оказать первую медицинскую помощь.

Средства защиты:

1. Фильтрующий противогаз с коробкой БКФ (зеленый), КД (серый).В(желт.)

2. Изолирующий противогаз (шланговый, кислородный).

3. Воздушный дыхательный аппарат (ВДА).

Окись углерода СО (угарный газ, оксид углерода).

Газ без цвета, запаха и вкуса. Плотность по воздуху 0, 97. Горит синеватым пламенем. Почти не поглощается активированным углем. Образуется при неполном сгорании топлива. Взрывооопасен, слабо растворим в воде. Чрезвычайно токсичный газ. Действие на организм человека заключается в том, что СО в 200-300 раз быстрее соединяется с гемоглобином крови, вытесняя из нее кислород, образуя карбоксигемоглобин (понижается гемоглобин), вызывая кислородное голодание, вследствии чего наступает удушье. Способен накапливаться в организме.

ПДК - 20 мг/м³ (0, 0016 %). НПВ - 12, 5 % (156000 мг/м³). ВПВ - 75 %.

Действие при различных концентрациях:

1. 125 мг/м³ - через несколько часов, заметного воздействия на организм нет.

2. 1250 мг/м³ - через час головная боль, тошнота, недомогание, учащенное сердцебиение.

3. 6250 мг/м³ - через 20-30 минут наступает смерть.

4. 12500 мг/м³- смерть.

 PS. При содержании в воздухе 0, 04% СО примерно 30% гемоглобина крови вступает в химическое соединение с СО, при 0, 1% - 50%, при 0, 4% -более 80%. В помещении, воздух которого содержит 0, 2%СО в течение 1 часа вредно для организма, а при содержании 0, 5%СО, даже в течение 5 минут находится в помещении опасно для жизни.

Оказание помощи:

1. Обезопасить себя и далее как и при отравлении сероводородом.

Если есть возможность, дать медицинскую кислородную подушку.

Средства защиты:

1. Фильтрующий противогаз с коробкой СО (белой).

2. Изолирующий противогаз (шланговый, кислородный).

3. Воздушный дыхательный аппарат (ВДА).

Метан СН4.

Газ без цвета, запаха и вкуса. Плотность по воздуху 0, 55. Обладает большой летучестью, испаряемостью. Хорошо горит на воздухе почти бесцветным пламенем. Полностью сгорая, образует углекислый газ (двуокись углерода )

ПДК - 300 мг/м³ (0, 042%). НПВ - 5%(33000 мг/м³). ВПВ - 15%(100000 мг/м³).

При наличии в воздухе 10% - недостаток кислорода, а при 25-30% - наступает удушье.

Средства защиты:

1. Изолирующий противогаз (шланговый, кислородный).

2. Воздушный дыхательный аппарат (ВДА).

  PS. Одоранты – спец. жидкости (этил меркаптан) вводят столько, чтобы запах газа в помещении чувствовался при 1% концентрации.

Бензин.

Это наиболее токсичный нефтепродукт. ПДК - 100 мг/м³ (0, 0024%)

НПВ - 0, 8% (32200 мг/м³). ВПВ - 8, 2%(330000 мг/м³).  

Средства защиты:

1. Фильтрующий противогаз с коробкой А (коричневой).

2. Изолирующий противогаз (шланговый, кислородный).

3. Воздушный дыхательный аппарат (ВДА).

Действие на организм:

- 20-50 мг/м³ - раздражает слизистую оболочку дыхательных путей и глаз;

- 120 мг/м³ - одышка, синюшность;

- 300 мг/м³ - потеря сознания, нарушение кровообращения в легких, который часто заканчивается смертью.

Средства защиты:

1. Фильтрующий противогаз с коробкой В (желтой).

2. Изолирующий противогаз (шланговый, кислородный).

3. Воздушный дыхательный аппарат (ВДА).

Порядок КВС.

На основании инструкции по объединению составляется на предприятии план-график, где указывается время, место отбора пробы, периодичность, количество, вид газа, тип прибора, применяемого для проведения измерений. Также составляется карта-схема объекта, на которой указываются точки отбора проб. План-график и карта-схема объекта утверждаются и пересматриваются главным инженером не реже 1 раз в год.

Требования к персоналу по проведению КВС.

1. Не моложе 18 лет.

2. Годные по состоянию здоровья.

3. Прошедшие обучение в специализированном учебном центре, имеющем лицензию.

4. Обученные к применению СИЗ и работе с газоаналитическими приборами.

5. Обученные правилам и приемам оказания первой медицинской помощи пострадавшим.

6. Имеющие удостоверение, дающее право на проведение КВС, не просроченное.

 Проведение КВС на буровой и помещениях.

Отбор проб воздуха на токсичность в рабочей зоне производится на уровне дыхания не менее чем в трех точках, по три раза. В помещениях, где есть возможность накопления газа, замер через каждые 4 часа. Там, где нет возможности накопления, например в культбудке - у окна, двери, под столом - 1 раз за 8 часов. Данные записываются в журнал КВС.

Журнал КВС.

1. № п/п.

2. Дата, время, место отбора пробы.

3. Наименование измеряемого газа.

4. Тип и номер прибора.

5. Фамилия и должность производившего анализ.

6. ПДК (в мг/м³) или НПВ и ВПВ (в % объемн.) измеряемого газа.

7. Результат анализа (в мг/м³ или % объемн.).

8. Подпись ответственного лица (мастер).

9. Принятые меры по ликвидации загазованности (мастер).

10. Причины повышения загазованности.

11. Примечания.

Меры безопасности при проведении КВС:

1. При проведении КВС лаборант должен иметь при себе СИЗ органов дыхания.

2. В особо опасных случаях КВС проводят в противогазе и в присутствии дублера, который должен уметь пользоваться СИЗ и оказывать доврачебную помощь.

3. В ночное время необходимо иметь при себе фонарь во взрывозащищенном исполнении напряжением не выше 12 вольт. Работу производить в присутствии дублера.

4. При работе в колодцах или глубоких траншеях КВС производится бригадой не менее чем из 3-х человек. В колодцах запрещено использовать фильтрующие противогазы.

ГАЗОАНАЛИЗАТОР АНКАТ-7664М

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

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

Принцип действия газоанализатора:

1. Термохимический – при контроле за содержанием горючих газов.

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

оксида углерода (СО), сероводорода (Н₂S).

Условия эксплуатации:

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

2. Относительная влажность от 30 % до 95%.

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

4. Содержание пыли, производственная вибрация, напряженность электрических и магнитных полей не должны превышать значений приведенных в руководстве по эксплуатации.

Техническая характеристика:

Газоанализатор представляет собой индивидуальный (носимый) прибор непрерывного действия.

Время прогрева газоанализатора не более 3 мин.

Время непрерывной работы не менее 8 часов с диффузионным отбора пробы и не менее 6 часов с принудительным забором.

Прибор во взрывозащищенном исполнении согласно ГОСТ__

Госпроверка 1 раз в год.

Периодическая 1 раз в 6 месяцев.

Время полной зарядки – 16 часов.

Полный срок службы прибора – 10 лет.

Средний срок службы электрохимических датчиков не менее 3х лет.

Датчика кислорода не менее 2х лет.

Термохимического датчика не менее 2 лет.

Газоанализатор обеспечивает следующие виды функций:

1. Цифровую индикацию концентрации одновременно всех измеряемых компонентов;

2. Сигнализацию ПР-1; ПР-2;

3. Цифровую индикацию установленных порогов по выбранному каналу измерения;

4. Установку других значений порогов;

5. Подсчет средневзвешенного значения концентрации по каждому измеряемому компоненту.

Газоанализатор имеет следующие виды сигнализации:

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

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

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

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

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

Время срабатывания сигнализации

     для     Ех и О₂                       –         15 сек.

     для     СО и H₂S           –         30 сек.

Устройство газоанализатора АНКАТ-7664М.

Состоит из:

1. Основания, внутри которого закреплена измерительная плата;

2. Лицевой панели, в верхнее части которой расположен экран цифрового индикатора и индикаторы единичные красного цвета, для выдачи аварийной сигнализации.

Внизу на торцевой части прибора расположены входной «▲ » и выходной «▼ » штуцеры и гнездо для подключения зарядно-питающего устройства (ЗПУ), закрытое заглушкой.

3. Отсека датчиков на несколько газов (О₂; H₂S; СО; Ех )

4. Аккумуляторный отсек.

5. К отсеку датчиков при помощи крепежных винтов присоединяется крышка, закрывающая датчики и участвующая в организации газового тракта пробы подаваемой принудительным способом через входной штуцер.

	Кнопка включ/выключ. г/анализ.
	Кнопки перехода между разными экранами
	Кнопки перехода внутри экрана
	Кнопка выхода из различных режимов в режим измерения
	Кнопка включ/выключ. побудителя расхода.
	Кнопка ввода и запоминания результата редактирования
	Кнопка включ./выключ. подсветки экрана

Подготовка газоанализатора к использованию

1. Перед включением газоанализатора необходимо зарядить аккумуляторную батарею.

2. Перед использованием газоанализатора по назначению звуковая сигнализация должна быть включена.

3. Для проверки работоспособности газоанализатора необходимо:

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

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

Использование газоанализатора

1. К работе с газоанализатором допускаются лица, прошедшие инструктаж по технике безопасности и изучившие настоящее руководство по эксплуатации.

2. Газоанализаторы осуществляют непрерывное измерение концентрации измеряемого компонента и выдачу сигнализации об увеличении (уменьшении) концентрации относительно установленных пороговых значений.

3. Показания на цифровом ЖКИ газоанализатора соответствуют массовой (мг/м³ ) концентрации токсичных газов (СО; H2S) и объемной доле О2 в анализируемой атмосфере и % от НКПР СН4 для горючих газов (Ех).

4. Заряд новой аккумуляторной батареи, а также полностью разряженной, производить в течение 16 часов: (для этого необходимо)

- выключить газоанализатор вне зоны загазованности;

- включить блок питания зарядный в сеть переменного тока;

- вставить штекер блока питания зарядного в гнездо газоанализатора;

- после окончания заряда аккумуляторной батареи на ЖКИ выводится соответствующая надпись;

- выключение газоанализатора производится по нажатию кнопки ___    при этом на экране предлагается альтернатива «Да/Нет». При положительном выборе «Да» и нажатии кнопки __ срабатывает звуковой сигнал и будет произведено выключение газоанализатора.

Руководство по эксплуатации ИБЯЛ 413-411.043 РД № 590

Сигнализатор СГГ - 4М3.

Назначение: Предназначен для непрерывного автоматического контроля довзрывных концентраций горючих газов и паров в рабочей зоне (емкости).

 Выпускались следующие модификации:

- СГГ-4М1 - на полупогружных буровых установках и объектах речного и морского транспорта, объектах общепромышленного назначения;

- СГГ-4М2 - на объектах газовых хозяйств;

- СГГ-4М3 - на объектах общепромышленного назначения,

- СГГ-4М4 - на объектах коммунального хозяйства и других инженерных сооружениях (колодцы, камеры водопроводные, канализационные газовые сети и др.). Замеряет также и кислород (0-30%).

- СГГ-20 – современная модификация (компактная) = СГГ-4М3.

Условия эксплуатации:

1. а) t ° -40 +50 °С со стрелочной индикацией.

б) t ° -10 +50 °С с цифровой индикацией.

2. Относительная влажность до 98%, при t °= +25 °С

3. Агрессивные примеси (хлор, сера, фосфор, мышьяк, сурьма и их соединения) не должны присутствовать выше ПДК, т.к разрушают датчик.

Техническая характеристика:

1. Госповерка 1 раз в год.    

2. Питание, аккумуляторные батареи 4 штуки по 1, 8 В.

3. Контролирует 51 вид газов. (т.е. показывает наличие).

4. Средний срок службы – 10 лет.

5. Сигнализация звуковая и световая.

 

Устройство: 1 - Датчик. 2 - Ремень. 3, 6, 10 - Заглушка. 4- Кронштейн.

                   5 - Держатель. 7 - Корпус. 8 - Винт. 9 - Крышка. 11 - АКБ

 

На заводе СГГ-4М3 тарируется на газ-метан (записано в паспорте) и прибор будет давать сигнал при 5-50% от НПВ метана. Прибор издает сигнал «Порог1» (Предупредительный) - звуковой сигнал прерывистый с определенной частотой и будет мигать лампочка «Порог1, 2» с такой же частотой и оттарирован на 5-12% от НПВ метана. Прибор издает сигнал «Порог 2» (Аварийный)- частота звукового и светового сигнала будет больше чем при «Порог 1» и оттарирован на заводе, на 12-50% от НПВ метана. Смотри таблицу.

	Световая, красный цвет.	Звуковая
Порог 1	--  -- -- -- -- -- -- --	-- -- -- -- -- -- -- -- --
Порог 2	- - - - - - - - - - - - - - - -	- - - - - - - - - - - - - - - - - -
Разряд аккумулятора	-----------------------------	-------------------------------
Отказ датчика	- - - - - - - - - - - - - - - -	-------------------------------
Концентрация свыше 70 % НПВ	- - - - - - - - - - - - - - - - « Порог - 1, 2 »	-------------------------------

Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности сигнализаторов по поверочному компоненту метану- ±5% от НПВ. По кислороду - ±1, 5% для М4.

Длина кабеля выносного датчика-0, 9метра. Для контроля концентрации из труднодоступных мест, возможно применение заборной трубы длиной до 20 метров, с внутренним диаметром - 10мм, с помощью мехов (груша), или кабеля. Сигнализаторы выполнены взрывозащищенными с маркировкой по взрывозащите IExibSIICT 6 X

Подготовка, порядок работы.

1. Госповерка по паспорту (аттестат). 1 раз в год.

2. Внешний осмотр.

3. Прогреваем в течение 3-х минут, в это время смотрим на сигналы - если они постоянные, то требуется зарядить батареи.

4. Резистором установки нуля проверяем срабатывание «Порог I» и «Порог2» Рабочее положение прибора - вертикальное, датчика тоже, затем устанавливаем стрелку на нуль на чистом воздухе. Контроль можно вести от 4 до 8 часов.

5. Данные замера записываем в наряд – допуск на огневые (или газовые) работы, см. ниже.

Руководство по эксплуатации ИБЯЛ 413311 025 РЭ

Сигнализатор ГИАМ-315

Описание работы

1. Газоанализатор предназначен для измерения в воздухе рабочей зоны помещений и открытых пространств суммарной массовой концентрации предельных углеводородов С₁ – С₁₀  (в пересчете на углеводород). Поверочным компонентом является метан.

2. Принцип действия газоанализатора - оптико-абсорбционный.

3. Газоанализатор представляет собой переносной прибор. Рабочее помещение – вертикальное индикатором вверх или горизонтальное. Способ забора проб – принудительный. Режим работы – непрерывный. Газоанализатор имеет низкую опасность механических повреждений. ( Знак «Х»).

Условия эксплуатации

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

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

3. Диапазон относительной влажности от 30 до 98 %.

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

Состав анализируемой газовой смеси должен соответствовать данным приведенном в таблице.

 

 

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

Техническая характеристика.

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

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

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

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

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

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

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

8. Электрическое питание газоанализатора осуществляется от встроенной аккумуляторной батареи.

9. Напряжение питания – (7, 4 ± 1, 2) В.

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

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

11. Время прогрева газоанализатора не более 15 мин.

12. Габаритные размеры газоанализатора не более:

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

13. Масса газоанализатора не более 3кг.

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

Устройство газоанализатора.

1. На передней панели газоанализатора расположены:

- индикатор единичный НАСОС

- индикатор единичный предупредительного порога;

- индикатор единичный аварийного порога;

- переключатель – ВКЛ;

- переключатель - НАСОС;

- отверстие для звукового сигнала;

- кнопка управления «< »;

- кнопка управления «> »;

- кнопка управления «В»;

- кнопка управления «Р»;

- цифровой ЖКИ-индикатор;

2. В состав газоанализатора входят:

- блок аккумуляторов;

- блок побудителя расхода;

- панель кнопочная;

- устройство индикации и питания;

- блок обработки информации;

- блок предварительного усиления4

- блок оптический4

- плата управления излучателем.

 

Принцип действия и работа газоанализатора.

В основу принципа действия газоанализатора положен оптико-абсорбционный метод, основанный на измерении энергии поглощения инфракрасного излучения анализируемым компонентом газовой смеси.

Примечание. Абсорбция – поглощение вещества из газовой или жидкой среды всей массой другого вещества (абсорбента).

Блок оптический собран по одноканальной однолучевой схеме. При прохождении газовой смеси, содержащий углеводороды через рабочую камеру происходит ослабление интенсивности излучения на рабочей длине волны 3, 42 мкм. Интенсивность излучения фиксируется, усиливается и через ряд дополнений поступает на специальный вычислитель СВ, который обрабатывает полученный сигнал и выдает результат на индикацию. Индикация осуществляется на двустрочном ЖКИ и позволяет пользователю производить необходимые корректировки (нуля, чувствительности). Схема сигнализации состоит из пьезоэлектрического звонка и единичных индикаторов и выдает звуковой и сотовой сигналы при превышении концентрации порогов установок. Забор пробы осуществляется встроенным побудителем расхода (на входе фильтр от попадания пыли).

Описание режимов работы газоанализатора.

Газоанализатор может работать в следующих режимах:

1. Режим измерения

2. Режим установки порогов

3. Режим корректировок

4. Режим диагностики

5. Режим просмотра данных

В режиме измерения:

- Измеряет концентрацию предельных углеводородов, вносит поправки на влажность и температуру окружающей среды.

- Контролирует напряжение аккумуляторной батареи, формирует непрерывный звуковой сигнал и выводит сообщение на дисплей в случае разряда аккумуляторной батареи.

- Выдает звуковой и световой сигналы при превышении порогов срабатывания сигнализации.

В режиме установки порогов потребитель может установить аварийный порог срабатывания сигнализации на участке диапазона от 300 до 1500 мг/м^3.

В режиме корректировки потребитель может осуществить корректировку нулевых показаний и чувствительности газоанализатора.

В режиме просмотра данных потребитель может просмотреть записанные в память значения концентраций, а также установить интервал значений, либо отключить функцию записи.

Во время эксплуатации газоанализатор должен подвергаться систематическому ежесменному осмотру.

- наличие всех крепящих элементов;

- отсутствие механических повреждений;

- наличие пломбирования, маркировки взрывозащиты;

- недопустима работа газоанализатора после срабатывания сигнала о разряде батареи.

Подготовка газоанализатора к использованию.

Перед включением газоанализатора необходимо:

- произвести внешний осмотр (штуцера входа и выхода пробы должны быть закрыты заглушками);

- проверить наличие пломб;

- произвести заряд аккумуляторной батареи,

- Заряд аккумуляторной батареи проводить в следующей последовательности:

- выключить газоанализатор;

- подключить к вилке X1 зарядное устройство УЗУ-1 и зарядить аккумуляторную батарею согласно ИБЯЛ, 436231, 00-3-03 ПС,

Корректировка нулевых показаний и чувствительности газоанализатора.

Перед корректировкой нулевых показаний и чувствительности газоанализатора необходимо:

- снять заглушки со штуцеров входа и выхода пробы;

- нажать кнопку ВКЛ.;

- прогреть газоанализатор в течение 15 мин.

Для корректировки нулевых показаний газоанализатора необходимо выполнить следующие действий.

Подать ГСО-ПГС №1 с расходом (0, 3 ÷ 0, 6) л/мин и выдержать в течение 3 мин.

Находясь в режиме измерений, нажать кнопку «В». Кнопками «< » «> » выбрать режим «Корректировки», нажать кнопку «Р».

Кнопками «< » «> » выбрать режим «Корр. «о»» и нажать кнопку «Р». После появления показаний нажать кнопку «Р». Кнопками « < «, « > » подтвердить необходимость корректировки нуля, выбрав «да» и нажав кнопку «Р». Газоанализатор после этого автоматически переходит в режим измерений.

 Показания должны отличаться от нулевых не более 0, 2 ∆ д. Если погрешность превышает это значение, повторить корректировку нулевых показаний.

 Примечание: при эксплуатации газоанализатора допускается корректировка нулевых показаний газоанализатора по атмосферному воздуху, свободному от  углеводородов. Для этого нужно включить побудитель расхода, прокачать воздух через газовый тракт в течении 3 мин и откорректировать «нулевые показания».

Корректировка чувствительности газоанализатора

 Для корректировки чувствительности газоанализатора необходимо откорректировать нулевые показания. Затем подать на вход газоанализатора ГСО-ПГС № 5 (0.3 ÷ 0.6) л/мин. Выдержать 3 мин.

 Убедиться в срабатывании сигнализации порога 1 и порога 2. Находясь в режиме измерений, нажать кнопку «В». Кнопками « < », « > » выбрать режим «Корректировки», нажать кнопку «Р». Выбрать режим «Корр. " К" «∑ СН», Нажать кнопку «Р».

В нижней строке индикатора появится значение концентрации в пересчете на метан и значение ГСО - ПГС, по которой производилась корректировка чувствительности в предыдущий раз - в верхней.

 Если значение ГСО-ПГС в верхней строке отличается от паспортного зна­чения ПГС в баллоне, откорректировать его кнопками «< », « > ». Нажать кнопку «Р" и, выбрав кнопками «> », « > » надпись «Да», подтвердить необходимость корректировки чувствительности нажатием кнопки «Р», после чего газоанализатор автоматически произведет корректировку чувствительности и выйдет в режим измерений.

Установка порогов сигнализации

Для установки порогов необходимо, находясь в режиме измерений, нажать кнопку «В», кнопками « < », « > » выбрать пункт меню «Настройки» и нажать кнопку «Р». Выбрать кнопками « < », « > » пункт меню «Пороги» и нажать кнопку «Р». Далее кнопками « < », « > » выбрать требуемый для установки по­рогов нажать кнопку «Р» кнопками « < », « > » установить требуемое значение порога.

Для выхода без записи нажать кнопку «В», для записи нового значения порога нажать кнопку «Р». Для выхода в режим измерений нажать кнопку «В».

Установка времени и даты

Для установки времени и даты необходимо, находясь в режиме измерений, кнопку «В», кнопками « < », « > » выбрать пункт меню «Настройки» и нажать кнопку «Р».

В появившемся меню кнопками « < », « > » выбрать пункт меню «Время/дата» и нажать кнопку «Р». Далее кнопкой «Р» следует осуществлять переход от одной позиции к следующей, а   кнопками « < », « > » изменять величину активной (прерывисто высвечиваемой) позиции.

Внимание! Выход осуществляется только кнопкой «В» с запоминанием индицируемых значений даты и времени.

Просмотр значения напряжения аккумулятора, проверка звуковой сигнализации.

Для просмотра значения напряжения аккумулятора или проверки звуковой сигнализации, находясь в режиме измерений, нажать кнопку «В», кнопками « < » «> » выбрать пункт меню «Диагностика» и нажать кнопку «Р».

В появившемся меню кнопками « < », « > выбрать пункт «U акк». Нажать кнопку «Р». При этом на индикаторе появится значение напряжения аккумуляторной батареи. Для выхода в подменю «Диагностика» нажать кнопку «В». Находясь в подменю «Диагностика» выбрать кнопками « < », « > » пункт меню «Тест звука» нажать кнопку «Р». При этом включается прерывистая звуковая сигнализация порога 1. Для выхода в режим измерения нажать кнопку «В» два раза.

Задание параметров автоматической записи

Для задания параметров автоматической записи необходимо в режиме изме­рений нажать кнопку «В», выбрать пункт меню «Просмотр данных» и нажать кнопку «Р». Для ввода параметров автоматической записи необходимо кнопками « < », « > » выбрать пункт меню «авт. запись» и нажать кнопку «Р».

Далее кнопками «< », « » выбрать интервал записи (1, 2, 5, 10 мин) или отключить ее (надпись «Выкл»), для выхода нажать, кнопку «В» (с запоми­нанием).

Внимание! Автоматическая запись осуществляется только в режиме измерений. При выходе из режима измерений, при включенной автоматической записи, для продолжения работы необходимо выключить автоматическую за­пись вручную.

Примечание – При необходимости записи с метками реального времени необходимо при включении газоанализатора установить текущее время и дату в соответствии с приложением газоанализатора.

Внимание! При прикосновении корпусом газоанализатора к поверхности, имеющей большой электрический потенциал, может произойти переход газоанализатора в режим прогрева. В этом случае по истечении 5 мин прогрева нажать кнопку «В» для перехода в режим измерений. При этом повреждений газоанализатора не происходит.  

Просмотр данных

Для просмотра данных необходимо, находясь в режиме измерений, нажать кнопками « < », « > » выбрать пункт меня «Просмотр данных» кнопками и нажать кнопку «Р». Кнопками « < », « > » выбрать пункт меню «Чтение записи», нажать кнопку «Р». При этом на индикатор выводятся данные, записанные в память. Кнопкой « < » осуществляется переключение между индикацией концентрации, записанной в память и датой/временем, при которой эта концентрация была записана. 

Для выхода в режим измерений нажать кнопку «В».

Включение/ выключение подсветки

Для включения/выключения подсветки необходимо в режиме измерений нажать кнопку «Р».

Просмотр значений текущего времени и даты.

Для просмотра войти в режим «Настройки/Время/Дата». В верхней строке будет высвечиваться время, в нижней – дата.

Для выхода в режим измерений нажать кнопку «В».

Проверка работоспособности газоанализатора.

После корректировки нулевых показаний и чувствительности подать ГСО ПГС № 5. Убедиться в срабатывании звуковой и световой сигнализации.

При работе газоанализатора в условиях низких температур (от минус 30 до минус 10 ^оС) возможно снижение контрастности изображения на индикаторе. Установка требуемой контрастности осуществляется в режиме измерений нажатием кнопок «< ».

Для просмотра номера текущей записи необходимо войти в режим «Просмотр данных/Чтение записи», в верхней строке при этом высвечивается номер записи, в нижней - значение концентрации углеводородов в мг/м^3.

Включение и опробование работы газоанализатора

Нажать переключатель ВКЛ. При этом должен высветиться цифровой ЖКИ-индикатор ( в дальнейшем индикатор).

Прогреть газоанализатор в течение 15мин.

Подготовленный к работе газоанализатор обеспечивает автоматический анализ газовой смеси.

Анализ газовой смеси – непрерывный, за исключением времени проведения технического обслуживания.

Для проведения измерений необходимо включить побудитель расхода, прокачать пробу анализируемого воздуха в течение 3 - 5мин и произвести считывание показаний с индикатора.

При достижении содержания измеряемого компонента в газовой смеси заданных значений уровней срабатывания сигнализации включается звуковая и световая индикации сигнализации.

Обслуживающий персонал должен действовать в соответствии с правилами, действующими на объекте.

ИНДИВИДУАЛЬНЫЙ ГАЗОСИГНАЛИЗАТОР

серии ИГС-98

 

Конструктивно индивидуальный ГС выполнен в едином плоском пластмассовом корпусе. На левой боковой стенке расположены выходное отверстие сигнального акустического извещателя и кнопка включения/выключения прибора. На правой боковой стенке расположен разъем для зарядки аккумулятора. На верхней стенке расположен цифровой индикатор. На задней крышке установлена клипса для крепления ГС к одежде. На лицевой стенке расположено отверстие для доступа воздуха к газочувствительному сенсору. (рис.2):

 

 

1 - индикатор;

2 - вход к газочувствительному сенсору;

3 - гоездо подключения зарядного устройства;

4 - кнопка включения;

5 - клипса для крепления ГС к одежде.

 

ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ

Базовые пороги сигнализации основаны на общероссийских нормативных документах (см. приложение к РЭ) о для токсичных газов первый порог составляет один ПДК, а для горючих 20% НКПР (см. табл. 2). Возможна установка других порогов в пределах диапазона измерения ( оговаривается при заказе).

ГС на кислород (0₂) при включении обеспечивает автокалибровку (автоматическую установку показаний нормальной концентрации 20, 9%), поэтому включение прибора необходимо производить в атмосфере с заведомо нормальным содержанием 0₂. Возможна автокалибровка для приборов на низкие концентрации углеводородов и спирта.

В технологической модели ГС на 0₂ подача контролируемой газовой смеси на сенсор производится через штуцера с помощью соединительного шланга.

Пороги срабатывания базовых моделей ГС серии ИГС-98 приведены в таблице.

Примечание:

В связи с различиями между нормативными документами в разных отраслях, пороги срабатывания сигнализации желательно уточнять при заказе, тогда они будут установлены на основании требований конкретного места работы прибора.

 

Мультигазовый детектор МХ-4

 

МХ4 - это легкий портативный газоанализатор, способный контро­лировать одновременно в непрерывном режиме 4 газа:

¾ Кислород   (0₂),

¾ Горючий газ (НКПР и СН₄),

¾ Два чередующихся токсичных газа (СО, H₂S, N0₂).

Датчики легко заменяются. Данные о концентрации газа, получен­ные от встроенных датчиков, отображаются на специальном графическом ЖКИ. Максимальные показания для каждого датчика также доступны и могут быть удалены пользователем.

Прибор оснащен аварийной сигнализацией, которая включается в следующих условиях:

¾ Измеренная концентрация ниже минимального порогового значения (настраивается пользователем),

¾ Измеренная концентрация выше максимального порогового значения (настраивается пользователем),

¾ STEL - концентрация краткосрочного предела воздействия (настраивается пользователем),

¾ TWA - средневзвешенное значение по времени (настраивается пользователем),

¾ Просроченная калибровка (устанавливается по выбору пользователя),

¾ Просроченный бамп-тест (устанавливается по выбору поль­зователя).

При выходе измеренных концентраций за пороговые значения в МХ4 для предупреждения пользователя используется звуковой, визуальный и стандартный вибрирующий аварийный сигнал.

МХ4 совместим с калибровочной станцией МХ«Са1™, со станцией DS2 Docking Station™ и собственным зарядным устройством гнездового типа. Прибор осуществляет связь с зарядным устройством/устройством передачи данных в инфракрасном диапазоне (стандарт IrDA). MX4 также совместим с iNet™ - автоматизированной комплексной системой управления анализом газа, разработанной компанией Industrial Scientific.

МХ4 осуществляет непрерывную запись данных с интервалом 10 секунд

и в конфигурации с четырьмя датчиками может сохранять данные за период около трех месяцев. Измеренные значения сохраняются с указанием времени в порядке поступления. При переполнении памяти старые данные замещаются новыми. В дополнение к регистрации данных в МХ4 имеется журнал событий, в котором регистрируются последние 15 случаев срабатывания аварийной сигнализации.

Фильтрующие противогазы.

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

 Условия эксплуатации:

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

2. Когда содержание кислорода не менее 16%.

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

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

В            (5лет )