Вопросы и ответы к билетам ОПЕР. 1. Нефтегазовые сепараторы. Принцип действия сепаратора нгс
 Скачать 0.7 Mb.
|
|
Требования, предъявляемые к лестницам и рабочим площадкам Объекты, для обслуживания которых требуется подъем рабочего на высоту до 0,75 м, оборудуются ступенями, а на высоту выше 0,75 м – лестницами с перилами. В местах прохода людей над трубопроводами, расположенными на высоте 0,25 м и выше от поверхности земли, площадки или пола, должны быть устроены переходные мостики, которые оборудуются перилами, если высота расположения трубопровода более 0,75 м. Маршевые лестницы должны иметь уклон не более 60º (у резервуаров – не более 50º), ширина лестниц должна быть не менее 65 см, у лестницы для переноса тяжестей – не менее 1 м. Расстояние между ступенями по высоте должно быть не более 25 см. Ступени должны иметь уклон вовнутрь 2-5º. С обеих сторон ступени должны иметь боковые планки или бортовую обшивку высотой не менее 15 см, исключающую возможность проскальзывания ног человека. Лестницы должны быть с двух сторон оборудованы перилами высотой 1 м. Лестницы тоннельного типа должны быть металлическими шириной не менее 60 см и иметь, начиная с высоты 2 м, предохранительные дуги радиусом 35-40 см, скрепленные между собой полосами. Дуги располагаются на расстоянии не более 80 см одна от другой. Расстояние от самой удаленной точки дуги до ступеней должно быть в пределах 70-80 см. Лестницы необходимо оборудовать промежуточными площадками, установленными на расстоянии не более 6 м по вертикали одна от другой. Расстояние между ступенями лестниц тоннельного типа и лестниц-стремянок должно быть не более 35 см. Рабочие площадки на высоте должны иметь настил, выполненный из металлических листов с поверхностью, исключающей возможность скольжения, или досок толщиной не менее 40 мм и, начиная с высоты 0,75 м, перила высотой 1,25 м с продольными планками, расположенными на расстоянии не более 40 см друг от друга, и борт высотой не менее 15 см, образующий с настилом зазор не более 1 см для стока жидкости. На площадках обслуживания, выполненных до выхода настоящих Правил, допускается просверливание отверстий диаметром не менее 20 мм по периметру настила площадки при расстоянии между отверстиями не менее 250 мм. Билет №11
Напор и производительность центробежного насоса определяется из марки насосного агрегата. Например: ЦНС-400х105 Первая цифра 400 означает производительность насоса при максимальной нагрузке – 400 м3/час; Вторая цифра 105 означает напор насоса – 105 м. водяного столба или 10,5 кгс/см2 НВ-50/50 первая цифра 50 означает производительность насоса при максимальной нагрузке – 50 м3/час; Вторая цифра 50 означает напор насоса – 50 м. водяного столба или 5 кгс/см2
Плановая остановка производится при отсутствии поступления жидкости на установку или при переходе на транспортировку продукции месторождения под давлением системы сбора. В первую очередь прекращается поступление жидкости на установку , для этого закрываются , электрозадвижки ТЭЗ-1, ТЭЗ-2, Т1, Т2. Далее прекращается подача нефтяного раствора реагента-деэмулъгатора, останавливается дозировочный насос. Затем производится остановка насоса ДНС: Н-1/1(Н-1/2,3) и закрываются задвижки на приеме насоса Н-1/1(Н-1/2,3): Д7(Д8,Д9), на выкидной линии насосов 26, 25, 28, 19 : Д13, Д16,Д15, Д19, Д20, Д21,регулирующий клапан 8Г на линии 28 Ду 100 Ру 63 закрывается. Далее выводится из работы газосепаратор ГС-1 и подача газа в газопровод прекращается. Для этого закрывается регулирующий клапан перед ГС-1, закрываются задвижки Г1, ГЗ, Г10, ГЭЗ-1.Закрываются задвижки на приеме жидкости в Р-1/1 Т69 и нефтяные буферы Р-1/2,3 ТЭЗ-6 и ТЭЗ-7 и задвижки на штуцерах вывода газа из Р-1/2,3:Т51 и Т52.Закрываются задвижки на входах и выходах технологических аппаратов БЕ-1 : Т6, Т8, Т11. Закрываются задвижки на входах и выходах технологических аппаратов БЕ-2: Т5, Т7, Т12, ТЭЗ-5, Т26, ТЗ0.Закрываются, задвижки на входах и выходах технологических аппаратов 0-1: Т37, Т35, Т32.Буфер-дегазатор пластовой воды Д раскачивается насосами КНС до НАУ, после этого насосы КНС останавливаются, и закрываются задвижки на приеме и выкиде насоса.Закрываются задвижки 021. 020, 012, 013, 014, 07, 010, ТЭЗ-8.При необходимости производится понижение давления в аппаратах и трубопроводах до атмосферного посредством сброса газа на факел.При остановках УПСВ в зимнее время необходимо дренировать пластовую воду из нижней части аппаратов и трубопроводов во избежание замораживания и вследствие этого разрыва трубопроводов и аппаратов.Трубопроводы и аппараты пластовой воды должны быть освобождены полностью.Если остановка кратковременная, факел продолжает функционировать.В случае длительной остановки закрыть арматуру на линии подачи топливного газа А10, Ф7, ф9, Ф10, Ф1, ФЗ, Ф4.
К обслуживанию сосудов могут быть допущены лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование, обучение по соответствующей программе, аттестованные и имеющие удостоверение на право обслуживания сосудов. Для управления работой и обеспечения безопасных условий эксплуатации сосуды, в зависимости от назначения, должны быть оснащены: - запорной или запорно-регулирующей арматурой; - приборами для измерения давления; - приборами для измерения температуры; - предохранительными устройствами; - указателями уровня жидкости. Обслуживающий персонал должен строго соблюдать требования данной инструкции и своевременно проверять исправность действия арматуры, контрольно-измерительных приборов, предохранительных устройств. Ремонт сосудов и его элементов (подчеканка швов, подтяжка болтов) во время работы не допускается. Повышение давления и температуры в аппаратах при выводе установки на режим необходимо производить постепенно, без резких толчков. Резкие изменения давления могут вызвать пропуск продукта во фланцевых соединениях, и в конечном счете - воспламенение продукта. В случае обнаружения выделения газа, паров или жидкости через неплотности аппаратов необходимо: - немедленно снизить давление и температуру; - отключить аппарат (сосуд) от системы согласно плану ликвидации аварии; - к месту выделения подвести пар, чтобы предупредить загорание выделившихся продуктов.Обслуживающий персонал должен каждую смену проверять исправность контрольно-измерительных приборов, арматуры и предохранительных клапанов на действующих аппаратах и трубопроводах. Исправность предохранительных клапанов проверяется обслуживающим персоналом путем принудительного открытия клапана специальным приспособлением во время работы сосуда. Сосуд должен быть остановлен в случае: - повышения давления выше разрешенного; - обнаружения в основных элементах сосуда трещин, выпучин, значительного утончения стенок, пропусков или потения в сварных швах, течи в болтовых и заклепочных соединениях, разрыва прокладок; - неисправности предохранительных клапанов; - возникновения пожара, непосредственно угрожающего сосуду под давлением; - неисправности манометра и невозможности определить давление по другим приборам; - снижения уровня жидкости ниже допустимого в сосудах с огневым подогревом; - неисправности или неполном количестве крепежных деталей крышки и люка; - неисправности указателя уровня жидкости; - неисправности предохранительных блокировочных устройств; - неисправности предусмотренных проектом контрольно-измерительных приборов и средств автоматизации.
В зимнее время, в связи со снижением температуры обрабатываемой жидкости, ухудшается ее отстой в нефтеотстойниках. Газовый конденсат в газовых линиях при пониженных температурах может замерзать. Для предупреждения этого конденсат необходимо регулярно (не реже одного раза в смену) сбрасывать с газосепараторов в дренажную емкость, так как в зимнее время он замерзает. На отдельных газовых линиях предусмотрена прокладка пароспутников, которые должны постоянно функционировать. Жидкость в тупиковых участках также может замерзать и застывать. Поэтому необходимо обращать внимание, особенно при пуске и производить периодически дренирование жидкости. Применяемые реагенты позволяют работать в зимнее время без их подогрева, в то же время для большей стабильности реагент рекомендуется подогревать до 15-20оС. Периодически прокручивать вентили и задвижки на несколько витков, не допускать промерзания указанной запорной арматуры. 5. Оказание до врачебной помощи при химических и термических ожогах. БИЛЕТ №12
Газоанализатор АНКАТ – 7631 предназначен для контроля содержания в зонах контроля одного из следующих компонентов: а) оксида углерода (СО), б) сероводорода (Н2 S) и выдачи аварийной сигнализации при превышении ПДК измеряемого компонента. 8.2. Температура эксплуатации газоанализатора (исполнения ИБЯЛ 413411. 007 –06) от - 20°С до + 45°С. 8.3. Резкие изменения температуры, вызывающие конденсацию влаги, не допускаются. 8.4. Газоанализатор имеет взрывозащищенное исполнение и может использоваться во взрывоопасных зонах помещений установок согласно гл. 7.3. ПУЭ. 8.5. Диапазоны измерения газоанализатора:
8.6. Время прогрева не более 5 минут. 8.7. Электрическое питание от аккумуляторной батареи 7Д-0,125 напряжением (8,4 +0,6 –1,2) В. 8.8. Время работы без подзарядки – 24 часа. 8.9. Уровень срабатывания порогового устройства:
8.10. Порог срабатывания сигнализации разряда батареи питания при уменьшении напряжения питания – (7 +, - 0,4-0,2)В. Устройство и работа газоанализатора 9.2. В газоанализаторе используется электротехнический метод. При попадании анализируемого газа на рабочий электрод происходит окисление газа с выделением свободных электронов. Электротехнической схемой газоанализатора электрический сигнал усиливается, нормируется и преобразуется в цифровую форму. Подготовка к работе. 9.3. Перед включением газоанализатора необходимо: 9.3.1. Произвести внешний осмотр и убедиться в отсутствии механических повреждений и срока проверки прибора. 9.3.2. Проверить наличие пломб. 9.3.3. Проверить наличие маркировки взрывозащиты и предупредительной надписи. 9.4. Перед работой газоанализатор необходимо включить и проверить заряд аккумуляторной батареи. При разряде батареи ниже 7 вольт в индикаторе начинают периодически высвечиваться десятичные точки в старших знаковых разрядах. 9.5. При разряде аккумуляторной батареи необходимо: 9.5.1. С помощью сетевой трех полюсной вилки подключить устройство к сети. 9.5.2. Газоанализатор установить в отсек зарядного устройства. 9.5.3. Произвести нажатие на кнопку «Пуск». Должен загореться индикатор единичный «Разряд», происходит разряд аккумулятора до 7 вольт. После чего устройство переходит в режим заряда. Индикатор единичный «Разряд» гаснет, а индикатор единичный «Заряд» загорается. По окончании заряда, строго через 16 часов необходимо отключить устройство и вынуть газоанализатор из отсека зарядного устройства. Порядок работы. 9.6. К эксплуатации газоанализатора должны допускаться лица, изучившие техническое описание, инструкцию по эксплуатации газоанализатора и прошедшие обучение. 9.7. Произвести осмотр по п. 9.3.1. - 9.3.3. 9.8. Включить напряжение питания, расположенное на боковой поверхности прибора. 9.9. Включить подсветку цифрового индикатора. 9.10. Снять декоративный колпачок с электрохимической ячейки. 9.11. Произвести замер после 5 минут прогрева. В случае превышения порога срабатывания данного газа формируется прерывистый звуковой и световой сигнал. При перегрузке по концентрации 100 - прерывистый звуковой и световой сигналы становятся непрерывными. Газоанализатоp ГИАМ-305 пpедназначен для измерения в воздушной среде суммарной массовой концентрации предельных углеводородов С1 – С10 и выдачи предварительной и аварийной сигнализации о достижении и превышении ПДК рабочей зоны по углеводородам. 11.2. Условия эксплуатации газоанализатора ГИАМ-305: 11.2.1. Температура окружающей среды – от минус 20 до плюс 35 град. С. 11.2.2. Атмосферное давление от 630 до 800 мм. рт. ст. 11.2.3. Относительная влажность – до 98%. 11.2.4. Состав анализируемой газовой смеси с содержанием: - окиси углерода – (5 – 50) мг/м3, - двуокиси углерода - (0,1 – 1) % объемной доли, - предельных углеводородов - (0 – 2500) мг/м3, - кислорода - (10 – 20) % объемной доли, - азот - до 80 % объемной доли, - пары воды - 98 % относительной влажности при температуре плюс 20 град. С. 11.2.5. Способ забора пробы – принудительный. 11.2.6. Принцип работы – оптико – абсорбционный. 11.2.7. Режим работы – периодический. 11.2.8. Исполнение газоанализатора – взрывобезопасное. 11.2.9. Технические характеристики: - диапазон измерений, мг/м3 - 0 – 500; 0 – 2500, - основная приведенная погрешность – в пределах 10%. 11.2.10. Пороги сигнализации: - предупредительный – 300 мг/м3, - аварийный – 500 мг/м3 (регулируемый). - время установления показаний, сек. – не более 60, - питание – 6В от встроенных аккумуляторов,
11.2.11. Принцип действия газоанализатора основан на оптико-абсорбционном методе, основанном на измерении энергии поглощения инфракрасного излучения анализируемым компонентом газовой смеси. 12. Принцип работы газоанализатора ГИАМ – 305. 12.1. Во время эксплуатации газоанализатор должен подвергаться систематическому ежесменному внешнему осмотру. При внешнем осмотре необходимо проверить: - наличие всех крепящих элементов; - наличие пломбирования, маркировки взрывозащиты и степени защиты. 12.2. Не допустима работа газоанализатора после срабатывания сигнализации о разряде аккумуляторной батареи. 12.3. Заряд аккумуляторной батареи, замену аккумуляторов производить только за пределами взрывоопасной зоны. Во время замены аккумуляторной батареи соблюдать полярность. 12.4. При работе с газоанализатором время нажатия на кнопки (включения или отключения) должно быть не менее 1 сек.! 12.5. Перед включением газоанализаторам необходимо:
12.5.1. Проконтролировать напряжение аккумуляторной батареи: Для этого нажмите кнопку «РЕЖИМ» два раза. Рабочее напряжение должно быть в пределах от 6 до 8,4 Вольт. Если напряжение около 6 Вольт, аккумуляторы следует подзарядить с помощью зарядного устройства ЗПУ-1,2-4 и кабеля, взятых из ЗИП. 12.5.2. Перед измерением необходимо произвести калибровку нуля. 12.5.3. Калибровку газоанализатора по поверочным газовым смесям проводить не менее одного раза в 12 месяцев по ГСО. 12.6. При анализе проб воздуха необходимо пробозаборник или устройство отбора пробы поместить в объем, где необходимо провести анализ. Прокачать пробу воздуха с помощью возбудителя расхода, встроенного в устройство отбора пробы, либо с помощью меха резинового. При этом загорается индикатор ЧУВСТВ, который горит 1,5 мин., а затем гаснет. Показания газоанализатора фиксируются (запоминаются). 12.7. При срабатывании предупредительной или аварийной звуковой или световой сигнализации обслуживающий персонал должен действовать в соответствии со своими инструкциями. 12.8. Перед каждым измерением, по возможности, продуйте газовый тракт чистым воздухом без углеводородов и, при необходимости, установите нулевые показания.
Пуск установки осуществляется заполнением оборудования обводненной нефтью, поступающей с месторождения и выполняется в следующей последовательности. На первой стадии пуска установки в режиме УПСВ производится заполнение технологических аппаратов обезвоживания нефти: Р-1/1,БЕ-2. БЕ-1, 0-1 продукцией Кудиновского месторождения. Для этого открываются электрозадвижки ТЭЗ-1, ТЭЗ-2 на площадке отключающей арматуры, а также проверяется закрытие электрозадвижек ТЭЗ-6,ТЭЗ-7, Т67, Т68. Т70. Открываются задвижка на входе жидкости в Р-1/1 Т69 и задвижка на выходе жидкости из Р-1/1 Т49, далее по ходу жидкости открываются задвижки Т28, ТЭЗ-5 на входе в БЕ-2 и Т5, Т19 на выходе нефти из БЕ-2, далее открываются задвижки ТЭЗ-4 на входе в БЕ-1 и Т6, Т26, Т30 на входе нефти в 0-1. До получения границы раздела фаз в аппаратах обезвоживания нефти БЕ-1,2 и 0-1 производится открытие арматуры на линиях, отводящих продукты разделения из аппаратов, а именно Т32, Т33 на линии отвода глубокообезвоженной нефти из 0-1 в Р-1/2,3 (линия 16); далее при закрытых регулирующих клапанах на линиях выхода пластовой воды из БЕ-1.2 (линия 29) открываются задвижки Т11, Т18,Т16,Т12, Т15, Т13, Т39, Т41, ТЭЗ-8, 02, 06, 07, 010, 013, 014, 012,021, 020, 022. Аппараты БЕ-1,2, 0-1 заполняются полностью, при этом при заполнении газ из аппаратов БЕ-1,2 выводится на факел путем открытия задвижек Т22, Т23, а из 0-1 вытесняется в нефтяные буферы Р-1/2,3 по линии вывода нефти, контроль заполнения производится при помощи поворотных пробоотборников. После получения границы раздела фаз в технологических аппаратах начинается отвод нефти и воды путем регулирующих клапанов на линиях отвода воды. В первую очередь открывается клапан на трубопроводе отвода пластовой воды из БЕ-2, если выделения воды на второй и третьей ступенях обезвоживания не происходит, то клапаны на линиях отвода воды остаются закрытыми, при росте межфазного уровня в БЕ-1 и 0-1 открываются клапаны на трубопроводах вывода пластовой воды из БЕ-1 и 0-1 соответственно. С открытием линий разделившихся продуктов начинается процесс предварительного сброса пластовой воды и заполнение очистных сооружений (ОВ-1,2;Д) пластовой водой и нефтяных буферов (Р-1/2,3) обезвоженной нефтью. Проверяется открытие задвижек Т55, Т56, перед рабочими предохранительными клапанами и закрытие, сблокированных с предыдущими, задвижек Т58, Т59 перед резервными предохранительными клапанами и закрытие байпасных вентилей Т61, Т62. Заполняются жидкостью линия 18, подающая жидкость из Р-1/2,3 на прием насосов Н-1/1,2,3, Регулирующий клапан 27Г перед газосепаратором ГС-1 закрывается задвижки Г1, ГЗ, Г10, ГЭЗ-1 открываются. Открывается задвижка на приеме насоса Н-1/1 (Н-1/2,3):Д7(Д8,Д9). Открываются задвижки на выкидной линии насосов 26,25,28,19:Д13,Д16,Д15,Д19,Д20,Д21, регулирующей клапан 8Г на линии 28 закрывается. По окончании набора жидкости в буферах Р-1/2,3 примерно до половины объема насос Н-1 (Н-1/2,3) включается в работу и открывается задвижка Д7 (Д8, Д9) на выкиде насоса Н-1 (Н-1/2,3). После этого регулирующим клапаном 8Г и вентилем Т84 производится регулировка откачки жидкости из буферов Р-1/2,3. После того, как давление в нефтяных буферах Р-1/2,3 достигнет7,5 кг/кв.см, вводится в работу газосепаратор ГС-1. Для этого приоткрывается регулирующий клапан перед ГС-1 и давление в буферах доводится до 6,5 кг/кв.см. При стабильных уровнях жидкости в нефтяных буферах и стабильном давлении сепарации режим считается установившимся. Изменение количества поступающей на УПСВ жидкости приводит к колебанию уровней жидкостей в нефтяных буферах, аппаратах обезвоживания нефти и аппаратах очистки воды. При росте уровней в нефтяных буферах необходимо увеличить отдачу жидкости в нефтепровод, открывая регулирующий клапан 8Г на выкиде насосов и ограничивая возврат жидкости через вентиль Т84,закрывая его. При падении уровней необходимо ограничить отдачу жидкости в нефтепровод, закрывая регулирующий клапан 8Г и открывая вентиль Т84. При невозможности остановки роста уровня жидкости в нефтяных буферах или при аварийной остановке насосов ДНС открывается электрозадвижка ТЭЗ-3, жидкость направляется в аварийный сепаратор С-1 объемом 100 куб.м, этот объем заполняется на 50-60 минут при отсутствии откачки насосами ДНС. Во время наполнения С-1 предпринимаются меры по увеличению откачки жидкости с УПСВ - запуск резервного насоса большей производительности или по ограничению поступления продукции промысла на установку, а при остановке насоса откачки нефти предпринимаются экстренные меры по запуску насоса. После заполнения аварийного сепаратора С-1 необходимо отключить фонд добывающих скважин и прекратить поступление жидкости на УПСВ, закрыв задвижку ТЭЗ-1. При росте межфазного уровня в аппарате обезвоживания нефти БЕ-1 следует увеличить отвод пластовой воды из аппарата , открывая регулирующий клапан 61Г на линии отвода воды 29. При падении межфазного уровня в аппарате обезвоживания нефти БЕ-1 следует уменьшить отвод пластовой воды из аппарата, закрывая регулирующий клапан 61Г на линии отвода воды 29. При росте межфазного уровня в аппарате обезвоживания нефти БЕ-2 следует увеличить отвод пластовой воды из аппарата, открывая регулирующий клапан 62Г на линии отвода воды 29. При падении межфазного уровня в аппарате обезвоживания нефти ЕЕ-2 следует уменьшить отвод пластовой воды из аппарата, закрывая регулирующий клапан 62Г на линии отвода воды 29. При росте межфазного уровня в аппарате обезвоживания нефти 0-1 следует увеличить отвод пластовой воды из аппарата, открывая регулирующий клапан 60Г на линии отвода воды. При падении межфазного уровня в аппарате обезвоживания нефти 0-1 следует уменьшить отвод пластовой воды из аппарата, закрывая регулирующий клапан 60Г на линии отвода воды. При этом контроль межфазного уровня осуществляется по приборам В-25 и по поворотным пробоотборникам, установленным на этих аппаратах. При прохождении жидкостью в газовом сепараторе ГС-1 верхнего уровня открывается отсечной клапан 26Г Ду25 на линии отвода конденсата из ГС-1 и уровень жидкости опускается до своего нижнего предела, после этого отсечной клапан закрывается. В процессе заполнения аппаратов включается в работу блок подачи деэмульгатора. Для этого открывается задвижка Р3 и производится запуск дозировочного насоса, подающего деэмульгатор на вход в Р-1/1. Расход реагента контролируется по мерной линейке на ёмкости с деэмульгатором. После получения верхнего уровня в водяном буфере дегазаторе Д запускаются насосы КНС. Уровень воды в водяном буфере поддерживается при помощи воздействия на выкид насосов КНС и отвода части воды с выкида насосов КНС в буфер дегазатор Д. Из водяных отстойников ОВ-1,2 периодически производится отвод уловленной нефти в дренажную емкость Е-4 в следующей последовательности: при достижении верхнего уровня в камере уловленной нефти открывается задвижка 08 (011) на аппарате очистки воды ОВ—1(0В-2) , после достижения уловленной нефтью нижнего уровня задвижка 08(011) закрывается. При этом задвижка 01 постоянно открыта. В водяном буфере дегазатора поддерживается уровень раздела фаз газ - вода 1700 мм при помощи перепуска части жидкости с выкида насосов КНС в водяной буфер дегазатор Д. При росте уровня в водяном буфере необходимо увеличить отдачу воды в систему ППД, открывая задвижку на выкиде насосов КНС и ограничивая возврат жидкости через один из вентилей на возвратной линии , закрывая, его. При падении уровней необходимо ограничить отдачу воды в систему ППД, закрывая задвижку на выкиде насосов КНС и открывая один из вентилей на возвратной линии. Путем последовательного приближения устанавливается, оптимальный технологический режим установки, при котором в аппаратах поддерживается номинальные уровни (смотри таблицу 8). При нормальном давлении сепарации газ, отсепарированный из нефти в нефтяных буферах Р-1/2,3 поступает в магистральный газопровод. При повышении давления в газопроводе выше 7 кг/кв.см, сепарацию нефти со сбросом газа в газопровод вести невозможно, для продолжения нормальной работы ДНС сброс газа переводится на факел, для этого открываются задвижки Г12,Г13, закрывается задвижка ГЭЗ-1,открывается задвижка ГЭЗ-2, при помощи клапана 153Г устанавливается необходимое давление сепарации. 6.5. Нормальная работа установки в режиме УПСВ. Во время нормальной эксплуатации установки вахтовому персоналу необходимо регулярно производить обход установки по утвержденному маршруту, своевременно отбирать пробы согласно карты аналитического контроля. Постоянно контролировать и поддерживать технологический процесс при помощи АСУ согласно технологической карте. Не допускать появления утечек нефтесодержащей жидкости , пластовой воды, газа. Производить чистку, смазку технологического оборудования ,насосов и запорно-регулирующей арматуры. Ежечасно производить запись показаний приборов и технологических параметров в рабочий журнал. Ежечасно контролировать и записывать в рабочий журнал количество откачиваемой нефти и воды. Своевременно откачивать жидкость из дренажных емкостей, сбрасывать жидкость из ГС-1. Заблаговременно пополнять запас реагента-деэмульгатора. Для зажигания сбросных газов на факеле используются постоянно горящие на оголовке факела дежурные горелки ГИ-2У1. Дежурные горелки питаются топливным газом поступающим по трубопроводу 51 от технологической площадки на площадку факельного сепаратора и к запальному шкафу ШЗ-2У1. Правила пользования системой дистанционного зажигания изложены в инструкции "По обслуживанию системы дистанционного зажигания факела СЭФ-ЗУ2". |