Азербаев. Нефть занимает большое значение в экономике Республики Казахстан нефтепродукты применяются во всех отраслях промышленности и сельского хозяйства. Ежегодно извлекается из недр в пределах 27 млн тонн нефти

• Название: Нефть занимает большое значение в экономике Республики Казахстан нефтепродукты применяются во всех отраслях промышленности и сельского хозяйства. Ежегодно извлекается из недр в пределах 27 млн тонн нефти
• Дата: 26.04.2022
• Размер: 359.5 Kb.
• Имя файла: Азербаев.doc
• Тип: Документы; #498114

ВВЕДЕНИЕ
Нефть занимает большое значение в экономике Республики Казахстан: нефтепродукты применяются во всех отраслях промышленности и сельского хозяйства. Ежегодно извлекается из недр в пределах 27 млн.тонн нефти. В ближайшие годы намечается добывать только по Тенгизу 36 млн. тонн/год. Запасы нефти Казахстана на 1.01.98г. составляют 861,2 млн.тонн (см. журнал Нефтяное хозяйство 1"99г.).

Нефть гораздо сложнее воды по составу. Она является сырьём не только для получения бензина, керосина, дизельного топлива , но и для получения других продуктов. Эта смесь тысяч различных веществ. Сегодня , при наличии самых совершенных средств анализа- не все вещества определены.

Нефть находится в порах , трещинах пород продуктивных пластов . Чтобы извлечь её из недр земли необходимо применять не только насосы , газ, но и своеобразные вытеснители её из породы продуктивных пластов в скважины .

Чаще всего для этой цели используют обыкновенную или минерализованную воду с добавками различных хим.реагентов , для увеличения эффективности процесса заводнённости пластов. Её закачивают в пласт взамен такого же количества добытой продукции . Таким образом , давление в пласте поддерживается практически постоянным.

Проблема максимального извлечения нефти и газа из месторождений встала ещё в 30-е годы . Академик И.М.Губкин писал по этому поводу : "Современными способами добычи не удаётся извлечь из нефтяного пласта больше половины содержащейся в ней нефти. Это значит , что примерно 50% нефти продолжают пребывать в недрах, когда современные нефтяники считают месторождение истощенным. Не хищническая ли это система эксплуатации? Смогут ли с этим мириться нефтяники будущего? Конечно, нет. Уже сегодняшний уровень нефтяной науки и техники говорит о том , что на эти оставшиеся в недрах огромные количества нефти нельзя смотреть , как на безнадёжно пропавшие . ..."

Чтобы полнее использовать запасы природной кладовой предложены и испытаны ,кроме закачки воды, нагнетание углеводородного газа. Ведь известно, что нефть и эти газы взаимно растворимы: извлечь же из подземной кладовой газоконденсатную смесь намного легче, чем жидкость. Это даёт возможность теоретически увеличить нефтеотдачу пласта до 90%.

Призабойная зона пласта при эксплуатации скважин изменяет физические свойства вследствие загрязнения от проникновения жидкостей, а также физико-химических и механических нарушений.

Для восстановления проницаемости в основном применяются простые соляно-кислотные обработки при этом определенная часть скелета пласта вступает в реакцию, растворяется , увеличивая проницаемость , т.к. в породе образуются каналы растворения . Это происходит при первых обработках , когда пластовое давление больше гидростатического, т.к. в этом случае соляно-кислотным воздействием будет охвачена почти вся мощность пласта призабойной зоны , а при пластовом давлении ниже гидростатического соляно-кислотный раствор будет проходить по высокопроницаемым пропласткам , ускоряя прорыв закачиваемой воды в добывающие скважины.

Фонтанная эксплуатация скважин.

1.1 МОНТАЖ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ФОНТАННОЙ АРМАТУРЫ
Перед освоением в скважину опускают насосно-компрессорные трубы, устанавливают на верхний крестовик колонной головки фонтанную арматуру, рабочие струны и струны затрубного пространства обвязывают в манифольд. который соединяется с трапной установкой и далее с линией на перекачивающую станцию.

В зависимости от параметров скважины, ее дебита, необходимости проводить те или иные технологические операции в процессе эксплуатации манифольд может состоять из 4-5 задвижек и даже из 20 и более.

После монтажа фонтанной арматуры на скважине перед началом освоения ее подвергают гидравлическому испытанию водой.

Монтаж фонтанной арматуры АФ6-65/50 Х 700 несколько слож­нее, чем АФ6-50 Х 700, что объясняется иной конструкцией под­вески ,насосно-компрессорных труб. Так, если в арматуре проходом 50мм трубы подвешивают на резьбе непосредственно к крестови­кам, то в арматуре проходом 65 мм насосно-компрессорные трубы подвешивают на трубодержателе, который после посадки на конусной расточке в корпусе трубной головки стопорится шестью винтами. При этом необходимо следить за герметичностью манжет, уплотняющих стопорные винты.

Порядок освоения скважины, очередность и время закрытия ­открытия задвижек, смены штуцеров и манжет, набивки смазки и пасты в задвижки и трубную головку устанавливается инструкциями, действующими на промысле. При всех режимах работы скважины давление в фонтанной арматуре не должно превышать 100 кгс/см².

При монтаже фонтанной арматуры, как и всего устьевого обору­дования, необходимо особое внимание уделить тщательности сбор­ки фланцевых соединений. Перед сборкой каждого фланцевого сое­динения нужно убедиться в отсутствии на уплотнительной прокладке и рабочих поверхностях канавок каких-либо забоин, заусенцев и других дефектов, нанести на прокладку слой смазки и после этого собирать фланцевое соединение. При сборке соединения не­обходимо следить, чтобы зазор между фланцами был равно­мерным.

Эксплуатация фонтанных скважин длится, как правило, от 3 до 10 лет. И все это время на скважине установлена одна фонтан­ная арматура, от надежной работы которой зависит безостановоч­ная работа скважины. Поэтому постоянный контроль за фонтанной арматурой, ее профилактика имеют особенно большое значение.

При появлении признаков разуплотнения затвора задвижки не­обходимо подкачивать смазку Л3-162 в щеки и корпус задвижкoи, а пасту - в полости уплотнительных манжет задвижки и трубной головки (не реже одного раза в месяц). Если пропуски в затворе задвижки не удается устранить набивкой смазки, это указывает на то, что имеются какие-то нарушения уплотнительных поверхностей щек и плашек. Такие неисправности могут быть устранены в ма­стерской. Пропуск продукции через разрядную пробку может про­изойти по причине выхода из строя шарика или попадания под него инородных частиц.

Негерметичность фланцевых соединений или прокладок под крышкой задвижки ликвидируется подтяжкой гаек или других де­талей.

При герметизации узла уплотнения шпинделя необходимо под­качать в полость уплотнения специальную пасту.

Фонтанную арматуру и манифольд следует монтировать и об­служивать в соответствии с указаниями инструкции по эксплуата­ции и «Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промыш­ленности».

Рабочие буровой бригады и операторы промысла должны быть предварительно обучены работе с узлами и фонтанной арматурой в целом, а также проинструктированы по пожарной безопасности и взрывобезопасности.

На скважине во время монтажа и эксплуатации фонтанной ар­матуры должны быть все необходимые средства пожаротушения.

При обслуживании фонтанной арматуры запрещается:

- при резком снижении давления с использованием разрядных пробок стоять в направлении их оси;

- открывать крышку быстросменного штуцера, не убедившись в отсутствии давления внутри корпуса;

- стоять вдоль оси обратного клапана и оси нагнетателя при набивке смазки или пасты нагнетателем- без разрешения руководства подтягивать фланцевые соеди­нения при наличии течи в них смазк;

- применять дополнительный рычаг для увеличения крутяще­го момента на маховике задвижки;

- находиться вблизи арматуры при опрессовке ее на сква­жине!

Если в соединениях арматуры появились пропуски, уменьшить давление при помощи крана на опрессовочном агрегате, а затем на каждой закрытой задвижке разрядным клапаном, только по­сле этого устранять неисправности в арматуре.

Нужно помнить, что задвижка в закрытом положении после опрессовки находится под давлением, даже .когда ее отсоединили от фонтанной арматуры, поэтому снижение давления с использо­ванием разрядной пробки обязательно.

1.2 Подготовка к работе арматуры

После окончательного монтажа фонтанной арматуры на сква­жине устанавливают нужное сечение втулки в штуцерах, проверяют давления в трубах и затрубном пространстве.

В исходном положении все стволовые задвижки должны быть открыты, все задвижки на струнах елки - закрыты, за исключени­ем задвижки, к которой крепится фланец с манометром для заме­ра давления в затрубном пространстве.

Порядок работы: Работающая фонтанная арматура должна обслуживаться бри­гадой операторов. На участке обслуживания должны быть при­способления для смены задвижек, манометры, запасные задвижки, смазка ЛЗ-162, паста, нагнетатель смазки, прокладки, комплект взрывобезопасных ключей и т.

1.3 Порядок заполнения задвижки уплотнительной смазкой
Смазка заполняется при закрытой задвижке, так кaк в откры­тую задвижку смазка не поступает в кольцевую канавку щеки. Кроме того, при этом возможно попадание смазки в проходное от­верстие диаметром 52 мм.

Заряжать затворы необходимо только специальной смазкой ЛЗ-162.

Корпус задвижки набивают смазкой ЛЗ-162 через штуцер днища задвижки два раза в месяц.

Затвор задвижки пополняется уплотнительной смазкой через каждые три открытия - закрытия задвижки. .

Для подачи смазки необходимо: а) отвинтить крыш­ку 1 с обратного клапана; б) присоединить к обратному клапанонагнетатель 2 накидной гайкой 3, предварительно установив кольцо 4; в) вращением рукоятки ходового винта по часовой стрелке

IIереместить влево поршень 5 и тем самым подать уплотнительную смазку под шток 6; г) рукояткой 7 подкачать смазку; д) после подачи смазки небольшого объема (2-4 качания) необходимо вра­щением рукоятки ввести очередную порцию смазки под шток б11 затем нагнетать рукояткой; е) при полном заполнении объема(мазкой резко возрастает усилие, необходимое для ее нагнетания; ж) отсоединить нагнетатель и навинтить на обратный клапан крышку 1, предварительно очистив ее отверстия от грязи.


Рис. Схема подачи смазки в задвижку

В процессе эксплуатации фонтанной арматуры необходимо сле­дить за наличием смазки не только в затворе (щеках) задвижки или корпусе, но также в подшипниках, уплотнениях шпинделя, контрштока, но и в фонтанной арматуре с муфтовой подвеской насосно-компрессорных труб и в подвеске трубной головки.

Втулку в быстросменном штуцере меняют в следующей после­довательности: а) закрывается задвижка перед быстросменнымштуцером; б) снижается давление в линии после закрытой задвиж­ки; в) снижается давление во внутренней полости штуцера раз­рядной пробкой, установленной в корпусе; г) отвинчивается на­жимная гайка; д) из корпуса извлекается обойма специальным рым-болтом; е) в обойме заменяется втулка; ж) в штуцере устанавливается обойма и осуществляется его полная сборка.


1.4 Неисправности фонтанной арматуры и способы их устранения
Неисправности фонтанной арматуры и ее основных узлов (за­движек, трубной головки и крестовиков) могут быть следующими.

1. Неисправности, которые легко устранить без нарушения ре­жима работы скважины. Сюда относятся пропуски в затворе за­движки и уплотнениях шпинделя, легко устранимые подачей смаз­ки; отдельные пропуски во фланцевых соединениях, ликвидируемые подтяжкой гаек, и некоторые другие.

2. Неисправности, устраняемые с применением приспособлений безостановки работы скважины. Выход из строя задвижки вслед­ствие негерметичности разрядной пробки, обратного клапана, неустранимого подкачкой смазки пропуска затвора, пропуска под прокладку крышки, ликвидируется сменой этой задвижки при помощи приспособления ПС3Д-700.

В фонтанной арматуре с пневмоприводными задвижками некоторые неисправности в системе управления устраняются без остановки скважины.

3. Неисправности, устранение которых связано с остановкой paботы фонтанной арматуры, с задавливанием скважины. К таким неисправностям относятся: заклинивание стволовои задвижки, значительные пропуски среды в уплотнительных узлах трубной под­ пески, значительные пропуски во фланцевых соединениях стволовой части арматуры.

1.5 ПРИСПОСОБЛЕНИЯ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ

УСТЬЕВОГО ОБОРУДОВАНИЯ
В устьевом оборудовании как для бурения, так и для эксплуатации скважин применяют узлы и приспособления, имеющие одно и то же назначение.

В колонных головках, превенторных установках, фонтaнной ар­матуре и другом нефтепромысловом оборудовании применяют вен­тили, предназначенные для установки на них манометров и снижения давления из отключенной от устья части оборудования.

Техническая характеристика вентиля -Вентиль 4А ФК-550

Давление, кгс/см2:

рабочее. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 700

пробное . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1500

Диаметр прохода, мм. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

Габаритные размеры, мм:

длина. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 110

ширина . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85

высота. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 200

Maсca, кг . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3,5

Вентиль состоит из корпуса 1, в который ввинчивают­ся шпиндель 2, шарик 3, перекрывающий проходное отверстие.

Шпиндель изолируется от корпуса уплотнительными кольцами 4 и 5, изготовленными из фторопласта-4 и латуни, которые поджи­маются через нажимную втулку б накидной гайкой 7.

После установки манометра при вращении маховика 8 против часовой стрелки шпиндель освобождает шарик, который отжима­ется от посадочного гнезда, и продукт попадает под манометр. Разрядная пробка 9 на корпусе при замере давления должна быть закрыта.


Рис. Вентиль Рис. Нагнетатель смазки
Для замены манометра необходимо закрыть вентиль, открыть разрядную пробку, снизить давление и после этого менять мано­метр. Уплотнение шпинделя представляет набор уплотнительных колец из фтoропласта-4 и промежуточных колец из латуни, причем латунныe кольца устанавливают через два фторопластовых. Все кольца имеют выпуклые края с радиусом выпуклости 2 мм. При затяжке уплотнения накидной гайкой 7 выпуклости деформируют­ся и уплотнение плотно прилегает к поверхности стенок корпуса и шпинделя.


2.1 Расчет фонтанных подъемников.
Фонтанная эксплуатация скважин - один из основных способов добычи нефти, особенно на новых площадях.

Поскольку он не требует дополнительных затрат энергии на подъем жидкости, а при его применении используют исключительно энергетические ресурсы пласта, фонтанный способ добычи нефти является наиболее дешевым.

Расчет фонтанного подъемника сводится к определению его диаметра, длины и производительности, а также к распределению давления по глубине. Рассмотрим элемент подъемника длиной d1. Перепад давлений на этом участке обозначим через dp. Считая процесс движения стационарным , и пренебрегая инерционными сопротивлениями, которые в реальных условиях малы, уравнение сохранения количества движения можно записать в виде:

-dp =γ d1+aQdt.

Здесь γ - удельный вес нефтегазовой смеси, который является функцией глубины 1, а - коэффициент, характеризующий потери на трение. Как показали многочисленные исследования, изменением температуры по длине подъемника как на выделение газа, так и на трение можно пренебречь. Исключение составляет фонтанирование скважин с тяжелыми нефтями.

Пренебрегая плотностью газа по сравнению с плотностью нефти, выражение для удельного веса смеси запишем в виде

γсм = γн/ (1 +φ)

где γ - объемная концентрация газа (свободного) в данном сечении;

γн - удельный вес нефти. Следует иметь в виду, что при расчете гидростатического давления в скважине с водонефтяной смесью, например при пересчете забойного давления по устьевому, важна не только объемная концентрация воды или газа, но и структура потока. Так, при нисходящем потоке в силу поперечной миграции вода может концентрироваться вдоль стенок, вследствие чего давление на забой не будет определяться средней по сечению плотностью смеси. В качестве другого примера можно указать на расчет. давления в скважинах, работающих в условиях пескопроявления. При остановке скважины песок оседает в ее нижней части. Это может привести к снижению гидростатического давления, поскольку часть нагрузки от вышележащего столба жидкости в скважине будет воспринимать осевший песок как скелет породы. Примем, что растворимость газа в нефти описывается линейным законом изотермой Генри. В этом случае объем газа G, вьщелившийся из единицы объема нефти при давлении р, будет равен

G= Gо-а(Рнас-Р)

где Gо - начальный газовый фактор, т. е. объем газа, растворенный в единице объема жидкости при давлении насыщения Рнас; коэффициент растворимости газа в нефти.

Отметим, что G, Gо - объемы газа, приведенные к нормальным условиям. Считая газ идеальным, из этого получаем, что объем выделившегося газа на данной глубине, приведенный - к давлению на той же глубине, будет равен.
G1= Gро/р

Если проскальзывание газа отсутствует, т. е. относительная скорость пузырьков газа и нефти равна нулю, очевидно, что 0=G1. Как правило, такое допущение вполне приемлемо для практических расчетов. Непосредственные численные оценки показывают, что потери на трение при движении нефтегазовой смеси в фонтанных трубах обычно незначительны и составляют не более нескольких процентов от общего перепада давления но длине подъемника между забоем и устьем. Такой подъемник, где пренебрегается скольжением фаз и потерями на трение, называется идеальным. В то же время учет потерь на трение, несмотря на их малость, необходим при определении, например, депрессии на пласт, поскольку сама эта величина составляет обычно не более 1- 2 МПа. То же относится и к установлению забойного давления. Например, исходя из технологических условий, оно должно быть меньше давления насыщения. В этом случае не учет потерь на трение может привести к изменению фазового состояния потока в призабойной зоне.

При подъеме жидкости в стволе фонтанной скважины наблюдается частичное разделение фаз и формирование "газового подшипника" у стенок трубы. Причина такого явления заключается в следующем. Наличие профиля скорости жидкости приводит к тому, что скорость пузырька газа по отношению к жидкости разная в различных точках его поверхности. Поскольку пузырек газа движется быстрее, жидкости, то относительная скорость со стороны поверхности, обращенной к стенке трубы, больше, чем со стороны, находящейся ближе к центру трубы. Поэтому возникает перепад давления, направленный от оси трубы к стенке, под действием которого происходит миграция- пузырьков. В результате у поверхности трубы концентрируются пузырьки газа, возникает пристенный газовый слой, который резко снижает потери на трение.

Так, например, по данным исследования скважин Жанажольского месторождения коэффициент гидравлических сопротивлений, начиная с глубины на 100-150 м выше уровня, где Р = Рнас (давление в жидкости на этой глубине равно давлению насыщения) на порядок ниже, чем в зоне движения жидкости в однофазном состоянии. На интервале длиной 100-150 м пузырьки газа, выделившиеся в жидкости, успевают мигрировать из центральной части трубы к стенкам.

Приведенный пример показывает, что на эффективность фонтанного подъемника значительное влияние оказывают гидродинамические свойства потока. Поэтому, изменяя его гидродинамические характеристики, можно регулировать параметры фонтанного подъемника.

Рассмотрим следующий пример. Легко понять, что чем меньше относительная скорость газа и жидкости, тем меньше требуется газа для данного снижения противодавления на забой, т. е. для обеспечения данного дебита скважины, тем более эффективно работает фонтанный подъемник Действительно, противодавление на забой определяется удельным весом смеси. При этом расход газа на единицу добываемого объема жидкости равен
φ/1- φ=υж+υог/ υж

где - υог скорость газа относительно жидкости.

Так как υог >=О, то с уменьшением υог уменьшается удельный расход газа. Для регулирования величины υог в поток можно вводить различные добавки, например полимерные, которые увеличивают вязкость жидкости, тем самым снижая величину υог. Однако при этом возрастают гидравлические сопротивления. Одним из возможных путей повышения эффективности работы подъемника может быть закручивание потока жидкости. Известно, что скорость всплытия пузырька газа во вращающейся жидкости при прочих равных условиях меньше, чем в покоящейся.

Например, скорость всплытия пузырька воздуха через слой воды, вращающейся вокруг вертикальной оси со скоростью 30 мин-1, примерно в 15 раз меньше по сравнению со скоростью движения через слой покоящейся воды. Иными словами, при неизменной вязкости закручивание жидкости приводит к 1,5кратному возрастанию сопротивления. Изменяя угловую скорость вращения, можно регyлировать относительную скорость всплытия пузырьков газа и тем самым работу фонтанного (или газлифтного) подъемника. Методы расчета движения газонефтяной смеси в стволе фонтанной скважины основаны, на предположении, что процесс выделения газа из нефти происходит в условиях термодинамической равновесности. В то же время процесс дегазации в стволе скважины является неравновесным. Влияние неравновесности в фонтанном подъемнике на показатели его работы весьма ощутимо. При рассмотрении фазовых превращений при подъеме газонефтяной смеси в фонтанной скважине необходимо учитывать сложность протекающих при этом процессов. В нижней части скважины дегазация близка к контактной ввиду малых размеров газовых пузырьков и, естественно, небольших относительных скоростей движения, в верхней части - к дифференциальной. Кроме того, по стволу скважины изменяется темп снижения давления в движущемся объеме жидкости. Существенное влияние на процесс фазовых превращений в подъемнике может оказывать состав много компонентной углеводородной системы. Изменение состава газовой фазы может обусловить дополнительное отклонение от равновесных условий.

Совместное влияние всех факторов на процесс выделения газа из нефти учесть очень сложно, и при экспериментальном исследовании необходимо проведение большого числа специально спланированных экспериментов. Методы расчета фазовых превращений углеводородных смесей основаны на предположении, что выполняются условия термодинамического равновесия. Это означает, что скорость изменения внешних условий намного меньше скоростей межфазного обмена, определяемых соответствующими временами о релаксации. В то же время данные экспериментальных исследований свидетельствуют о том, что в ряде технологических процессов добычи и транспорта нефти, газа и конденсата реализуются именно неравновесные условия. При равновесном процессе фазового превращения количество растворенного в нефти газа при постоянной температуре зависит только от давления, т. е. при медленном изменении давления количество растворенного газа изменяется. Под "медленным" понимается такой характер его изменения, когда dp/dt=O. В случае если это предположение не выполняется, то количество растворенного газа зависит не только от величины давления, но и от того, каким образом оно изменяется. При рассмотрении возможных методов расчета и оценки их адекватности следует учитывать, что решение задач неравновесных фазовых превращений намного сложнее расчета превращений для условий термодинамического равновесия. Это в первую очередь обусловлено сложным составом реальных систем и необходимостью рассчитывать кинетику большого числа параметров. Рассмотрим возможности применения для расчетов неравновесных фазовых переходов адаптационных методов идентификации.

При этом реальные углеводородные системы будут моделироваться бинарной моделью без учета раcтворимости жидкости в газе. Для равновесных условий согласно правилу фаз Гибса при фиксированной температуре состояние системы определяется единственным параметром давлением; при неравновесных влияющим параметром оказывается и скорость изменения давления в системе dp/dt.

Предположим также, что равновесная изотерма растворимости описывается линейным законом Генри:

G=ap, где G - количество растворенного газа при давлении р; коэффициент растворимости Генри, а неравновесный процесс растворения (выделения) уравнением

ТdG/dt + G=ар
где Т - время релаксации. При медленном (равновесном) изменении р и G, когда dG/dtО и соответствующее G будет меньше равновесного. Решая последнее уравнение - линейное неоднородное уравнение первого порядка относительно G, получим его аналог в интегральной форме.

3.1 ПРОТИВОПОЖАРНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ И ТЕХНИКА

БЕЗОПАСНОСТИ НА НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ

ПРЕДПРИЯТИЯХ.

Для безопасного ведения работ на производ­ственной территории необходимо соблюдать противо­пожарные мероприятия и строго выполнять правила техники безопасности.

Персоналу обслуживающему нефтяные и газовые скважины, нефтегазосборные и сепарационные установ­ки, в процессе работы приходится участвовать также в общепромысловых, ремонтных и монтажных работах, проводимых другими подразделениями. Поэтому знание основных правил безопасного ведения работ на нефтя­ных и газовых площадях для работников НГДП обяза­тельно.

1. Территорию НГДП и особенно при скважинные площадки и площадки, на которых расположены нефтесборные и сепарационные установки, газораспредели­тельные будки, нефтесборные пункты и нефтенасосные станции, необходимо содержать в чистоте. Разлитые нефть и нефтепродукты следует убирать, а загрязненную площадь - зачищать.

2. Каждый производственный объект должен иметь комплект первичных средств пожаротушения: ящики с сухим песком, лопаты, огнетушители и т.п., число и перечень которых устанавливаются местными нормами.

3. Курить на территории НГДУ разрешается только в специально отведенных местах.

4. Сварочные и другие огневые работы на произ­водственных объектах необходимо проводить под руко­водством работника, имеющего разрешение техничес­кого руководителя предприятия и с ведома пожарной охраны.

5. Электропривод и электрооборудование насосов для откачки нефти, датчики и исполнительные механиз­мы средств автоматики, установленные на резервуарах и аппаратах, а также осветительная аппаратура должны иметь взрывозащищенное исполнение.

Для дополнительного освещения рабочего места там, где возможно скопление паров нефти и газа, следу­ет использовать аккумуляторные фонари во взрывозащищенном исполнении.

6. Передвижные агрегаты с двигателем внутреннего сгорания при работах на территории НГДУ должны иметь на выхлопной трубе искрогаситель.

7. Запрещается устанавливать агрегаты, машины и другое оборудование, а также проводить погрузочно-разгрузочные работы линиями электропередачи.

8. Объекты, для обслуживания которых требуется подъем рабочего на высоту до 0,75 м, должны иметь сту­пени а на высоту свыше 0,75 м - лестница с перилами. Площадки и лестницы необходимо регулярно очищать от снега, льда и грязи.

9. Работы на линиях телемеханики можно проводить только по письменному разрешению и лишь после отклю­чения заземления этой линии на месте работ. На отклю­ченной аппаратуре должны быть вывешены плакаты:

«НЕ ВКЛЮЧАТЬ - РАБОТА НА ЛИНИИ».

При эксплуатации скважин штанговыми насосами установками следует обеспечить достаточную прочность оборудования и ограждение всех движущихся частей ме­ханизма.

Станки-качалки всех типов выпускают с ограждения­ми кривошипно-шатунного механизма и ременной пере­дачи.

Необходимо также соблюдать следующие основные требования безопасности.

Верхний торец устьевого тройника-сальника должен возвышаться над уровнем приустьевой площадки не бо­лее чем на 1 м.

При набивке уплотнения в корпусе сальника головка его должна удерживаться на сальниковом штоке специ­альным зажимом.

Запрещается провертывать шкив станка-качалки вру­чную или тормозить его путем подкладывания трубы или лома в спицы.

При перестановке пальцев кривошипно-шатунного механизма шатун следует надежно крепить его на стойке станка-качалки.

Перед пуском станка-качалки необходимо убедиться в том, что редуктор станка заторможен, ограждения уста­новлены и в опасной зоне нет людей.

Для обслуживания электродвигателя и тормоза станка-качалки должна быть устроена площадка с ограж­дением.

Воспрещается надевать и снимать ремни посред­ством рычагов. Надевать и снимать ремни надо путем передвижения электродвигателя.

Во время смазки, осмотра или замены отдельных частей станок-качалка должен быть остановлен.

Канатную и цепную подвески разрешается снимать и надевать только специальным приспособлением с пола или с переносных лестниц-площадок. Запрещается вы­полнять эти работ с балансира станка-качалки.

Литература

1. 
   Бухаленко Б.И. Справочник по нефтепромысловому оборудованию М., Недра, 1983 г., 390 с.
   
2. 
   Бабаев С.Г. Надежность нефтепромыслового оборудования. М., Недра, 1987 г., 265 с.
   
3. 
   Бухаленко Е.И., Абдуллаев Ю.П. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования.М., Недра, 1985 г., 390 с.
   
4. 
   Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти. М., Недра, 1986 г., 272 с.
   
5. 
   Бочарников В.Ф., Чижиков Ю.Н. Методические указания по дипломному проектированию для студентов специальности (0508). Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов. Тюмень, 1987 г., 33 с.
   
6. 
   Беззубов Д.В и др. Насосы для добычи нефти. М., Недра, 1986 г., 224 с.
   
7. 
   Говорова Г.Л. Разработка нефтяных месторождений и добыча нефти с
   

США. М., Недра, 1970 г., 272 с.