Категория: Инструкции
Газовые и газоконденсатные месторождения представляют собой сложные природные комплексы, главным признаком которых является наличие скопления углеводородов в пористом пласте-коллекторе, ограниченном непроницаемыми покрышкой и основанием. Размеры скопления, состав, фазовое состояние и реологические свойства углеводородной смеси характеризуются большим разнообразием. Весьма разнообразны также коллекторские свойства, глубины залегания, толщины и начальные термобарические параметры вмещающих углеводороды пород. Если учесть еще и широту спектра природно-климатических условий в зонах расположения месторождений, то очевидно, сколь многообразны проблемы, решение которых необходимо при проектировании разработки залежей и отборе запасов природного газа.
Фазовое состояние скоплений углеводородов имеет большое значение при выборе методики разведочных работ. Некоторые свойства газа и особенности разработки его залежей позволяют применять при разведке методы, существенно отличающиеся от методов разведки нефтяных месторождений. Основные положения методики разведки газовых месторождений состоят в следующем:
Газ извлекается из залежи при ее эксплуатации почти полностью без применения законтурного или внутриконтурного заводнения. В результате отпадает необходимость детальной разведки приконтурной зоны газовой залежи для выяснения мест заложения нагнетательных скважин и их количества, в то время как для нефтяных залежей такую разведку в большинстве случаев необходимо проводить.
Из отдаленных участков залежи нефть отобрать практически невозможно, газ же подходит к эксплуатационным скважинам с этих же участков с относительно небольшой потерей давления. Это позволяет закладывать эксплуатационные газовые скважины вдали от контура газовой залежи в наиболее благоприятных условиях, преимущественно в самых высоких ее частях. В связи с этим нет необходимости проводить детальную площадную разведку газовой залежи, особенно приконтурной ее части, чтобы выяснить условия заложения эксплуатационных газовых скважин. Для нефтяных залежей такая разведка необходима.
Рабочий дебит газовых скважин при прочих равных условиях непременно больше рабочего дебита нефтяных скважин. Это, а также дренаж газа эксплуатационными скважинами с более отдаленных участков позволяет разрабатывать газовую залежь несравненно меньшим количеством эксплуатационных скважин.
Весьма существенно то обстоятельство, что если по окончании разведки нефтяной залежи всегда необходимо бурение эксплуатационных скважин, то по окончании разведки газовой залежи для ее разработки очень часто хватает разведочных скважин, давших газ.
А в некоторых случаях, как показывает практика разведки мелких и средних газовых месторождений, количество этих скважин даже больше того, которое нужно для эксплуатации. Поэтому один из принципов разведки газовых залежей состоит в том, что количество разведочных скважин, которые могут дать газ, не должно превышать количества скважин, необходимых для разработки этой залежи.
Законтурная вода в большей части месторождений не успевает восстанавливать давление газа в процессе его отбора из залежи, причем в первой стадии разработки залежи продвижение воды в ней практически ничтожно. Это дает возможность достаточно достоверно оценить запасы по данным относительно кратковременной опытной эксплуатации с использованием падения давления. Такая возможность позволяет резко сократить объемы работ по промышленной разведке газовых залежей для подсчета запасов, что, однако, совершенно не применимо к нефтяным залежам.
Газовые и газоконденсатные месторождения залегают в земной коре на различных глубинах: от 250 до 10 000м и более. Для извлечения углеводородных компонентов пластового флюида на поверхность земли бурятся газовые и газоконденсатные скважины. Газовые скважины используются для:
) движения газа из пласта в поверхностные установки промысла;
) защиты вскрытых горных пород разреза от обвалов;
) разобщения газоносных, нефтеносных и водоносных пластов друг от друга;
) предотвращения подземных потерь газа.
Газовые скважины эксплуатируются в течение длительного времени в сложных, резко изменяющихся условиях. Действительно, давление газа в скважинах доходит от 100 МПа, температура газа достигает 523ºК, горное давление за колоннами на глубине 10000 м превышает 250 МПа. В процессе освоения, исследований, капитального ремонта и во время эксплуатации скважин резко изменяются давление, температура, состав газа, движущегося в скважине.
Скважины - дорогостоящие капитальные сооружения. В общих капитальных вложениях в добычу газа удельный вес капитальных вложений в строительство скважин может составлять 60 - 80% в зависимости от глубины залегания месторождения, геологических условий бурения скважин, географических условий расположения месторождений.
Долговечность работы и стоимость строительства скважин во многом определяются их конструкциями.
Конструкцией скважины называют сочетание нескольких колонн обсадных труб различной длины и диаметра, спускаемых концентрично одна внутри другой в скважину. Колонны обсадных труб скрепляются с породами геологического разреза цементным камнем.
Конструкция добывающих газовых скважин зависит от многих факторов, в частности от пластового давления и отношения его к гидростатическому, геологических условий бурения, геолого-физических параметров пласта, физических свойств пластового флюида, разности давлений между пластами, технологических условий эксплуатации скважин, режима эксплуатации пласта, экономических соображений.
Особенности конструкции и оборудования газовых скважин по сравнению с нефтяными, в частности с фонтанными скважинами, обусловлены отличиями свойств газа и нефти.
На рисунке 3 приведены конструкции газовых и газоконденсатных скважин.
Рисунок 3 - Конструкции скважин на газовых, газоконденсатных месторождениях и подземных хранилищах газа: 1 - хвостовик.
Плотность и вязкость газа на 2-3 порядка меньше плотности и вязкости нефти. Скорость движения газа в стволе скважины в 5-25 раз больше, чем скорость движения нефти. Извлечение газа из недр на поверхность происходит пока только за счет использования пластовой энергии. Газ некоторых месторождений содержит агрессивные, коррозионные компоненты (сероводород, углекислый газ). Отсюда к прочности и герметичности газовой скважины предъявляют более жесткие требования.
Различие плотностей газа и жидкостей вызывает необходимость спуска кондуктора в газовых скважинах на большую глубину, чем в нефтяных, для предотвращения разрыва газом горных пород, загрязнения водоносных горизонтов питьевой воды, выхода газа на дневную поверхность.
Глубину спуска кондуктора в газовых скважинах Н (в м) можно определить подбором из равенства
где L - глубина скважины; R - удельная газовая постоянная; Т - средняя температура на длине (L - h); ?ср - средняя объемная плотность горных пород разреза на длине h; Pн - начальное пластовое давление газа; g - ускорение свободного падения, или приближенно по формуле
где ?в - плотность пластовой воды
Малая вязкость газа вызывает необходимость принимать особые меры по созданию герметичности как обсадных колонн, так и межтрубного пространства газовых скважин
Герметичность колонн обсадных труб достигается различными способами применением резьбовых соединений на концах труб и муфтах со специальной трапецеидальной формой поперечного сечения с тефлоновыми уплотнительными кольцами, использованием фторопластовой уплотнительной ленты, герметизирующих уплотнительных составов для муфтовых соединений типа УС-1, ГС-1. Герметичность заколонного пространства скважин обеспечивается применением цементов определенных марок, дающих газонепроницаемый, трещиностойкий цементный камень
Давление газа на устье газовой скважины всего на 5-10% меньше забойного давления или пластового давления в остановленной скважине. При истощении залежи или при особых условиях (открытый газовый фонтан, перекрытие ствола скважинным клапаном-отсекателем) устьевое давление приближается к атмосферному давлению. Значит, на обсадные трубы создаются большие давления и их перепады при наличии температурных напряжений. В случае малейшей негерметичности обсадной колонны вследствие малой вязкости газ проникает в вышележащие пласты, может привести к загазованности территорий, образованию грифонов и создать взрывоопасные условия. Агрессивные компоненты не должны вызывать снижение прочности обсадных колонн и газопромыслового оборудования. Вследствие больших скоростей газа повышается опасность эрозии оборудования в газовой струе. Поэтому подбирают соответствующие материалы обсадных колонн, повышают герметичность труб применением уплотнительных смазок для резьбовых или сварных соединений, цементируют трубы по возможности на большую высоту (до устья) и др.
При движении газа в стволе с забоя на поверхность, особенно в высокодебитных скважинах, происходят большие потери давления на гидравлическое сопротивление, которые при дебите 0,5 млн. м3/сут в 2-3 раза превышают депрессию. Эти потери давления могут уменьшать дебит газовой скважины. При увеличении диаметра скважины (эксплуатационной колонны) уменьшается расход пластовой энергии, но возрастают капитальные вложения на строительство скважины и снижается надежность.
В настоящее время экономически оправдано применение в высокодебитных газовых скважинах эксплуатационных колонн диаметром 219-245 мм.
Сероводород при взаимодействии с металлами вызывает их сульфидное растрескивание и наводораживание, в результате чего оборудование не выдерживает регламентированных ГОСТом нагрузок. С учетом этого применяют обсадные трубы в антикоррозионном исполнении (стали марок С-75 и С-95), повышают герметичность резьбовых соединений, предусматривают «запас» толщины стенок труб, повышают качество цементирования (коррозионно-стойкие тампонажные материалы, подъем цементного раствора до устья), исключают элементы оборудования, работающие при нагрузках, близких к предельным, а также защищают эксплуатационную колонну от прямого длительного влияния агрессивной среды. [1]
Оборудование устья газовой скважины (рисунок 4).
Рисунок 4 - Оборудование устья скважины
а - тройниковая арматура: 1, 11 - фланцы, 2, 9 - буферы, 3 - вентиль, 4 - манометр; 5 - задвижка; 6 - крестовина; 7, 10 - катушки; 8 - тройник; 12 - штуцер; 6 - крестовиковая арматура: 1 - фланец, 2 - уплотнитель, 3, 8, 11 - буферы, 4 - вентиль; 5 - манометр; 6 - задвижка; 7, 9 - крестовины; 10 - тройник; 12 - штуцер; 13 - катушка; 14 - фланец
Оборудование устья газовой скважины предназначено для соединения верхних концов обсадных колонн и фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства и соединений между деталями оборудования, осуществления мероприятий по контролю и регулированию технологического режима эксплуатации скважин. Оно состоит из трех частей 1) колонной головки, 2) трубной головки и 3) фонтанной елки.
Колонная головка (рисунок 5) соединяет верхние концы кондуктора и эксплуатационной колонны, герметизирует межтрубное пространство, служит опорой трубной головки с фонтанной елкой.
Рисунок 5 - Колонная головка: 1, 3, 7, 9 - уплотнители; 2, 8 - кольцевая прокладка; 4, 11 - подвеска клиньевая; 5 - фланец глухой; б -корпус двухфланцевый; 10 - корпус однофланцевый; 12 - заглушка; 13 - кран запорный; 14 - задвижка; 15 - фланец инструментальный
Трубная головка (рисунок 6) служит для подвески фонтанных труб и герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами. На трубную головку непосредственно устанавливают фонтанную елку крестовикового или тройникового типа.
Рисунок 6 - Трубная головка с перепускным клапаном:
- опорный фланец; 2 - корпус; 3 - боковой отвод; 4 - несущая головка; 5 - уплотнительные прокладки; 6 - седло; 7 - шарик; 8 - контргайка; 9 - запорная пробка; Г - канал
Фонтанная елка монтируется выше верхнего фланца трубной головки. Она предназначена для:
) контроля и регулирования технологического режима работы скважины.
Основной элемент фонтанной елки крестовикового типа - крестовина, а тройниковой елки - тройник. На ней монтируются штуцеры, термометры, установки для ввода ингибитора гидратообразования и коррозии, устьевой клапан-отсекатель
Устьевой клапан-отсекатель предназначен для автоматического перекрытия выходной линии от скважины (шлейфа) при аварийном повышении давления до него или понижении давления после него (в шлейфе). Запорный элемент клапана-отсекателя выполнен в виде заслонки. Она удерживается в горизонтальном положении с помощью штока чувствительного элемента. При уменьшении давления в трубопроводе шток перемещается, освобождает заслонку, которая и перекрывает поток газа. Клапан-отсекатель открывается вручную после выравнивания давлений до и после заслонки.
Фонтанная арматура (елка) тройникового типа имеет два тройника. Верхний - рабочий, нижний - резервный. Нижний используется только во время ремонта или замены верхнего. Фонтанная арматура тройникового типа имеет большую высоту (до 5 м от поверхности земли), неудобна в обслуживании, неуравновешенна. Применяется в особо сложных условиях эксплуатации скважины - при наличии твердых взвесей в потоке газа, вызывающих абразивный износ оборудования, газообразных или жидких коррозионных агентов (углекислый газ, сероводород, пропионовая, масляная или другие кислоты жирного ряда), при резких колебаниях давления и температуры. В верхней части фонтанной елки устанавливается буферный патрубок с манометром, показывающим давление на головке скважины (буферное давление).
Фонтанная арматура выпускается на рабочие давления 7,0; 21; 35; 70 и 100 МПа. Внутренний диаметр фонтанной арматуры (50 или 100 мм) выбирают в зависимости от дебита скважины и давления газа. Научно-технический прогресс в добыче газа приводит к необходимости увеличения дебита скважины и диаметра эксплуатационной колонны, а следовательно, диаметра фонтанной арматуры.
При эксплуатации скважин большое внимание должно уделяться надежности, долговечности и безопасности работы, предотвращению открытых газовых фонтанов, защите среды обитания. Условиям надежности, долговечности и безопасности работы должны удовлетворять как конструкция газовой скважины, так и оборудование ее ствола и забоя. Подземное оборудование ствола скважины позволяет осуществлять:
) защиту скважины от открытого фонтанирования;
) освоение, исследование и остановку скважины без задавки ее жидкостью;
) воздействие на призабойную зону пласта с целью интенсификации притока газа к скважине;
) эксплуатацию скважины на установленном технологическом режиме;
) замену колонны насосно-компрессорных (фонтанных) труб без задавки скважины жидкостью. Схема компоновки подземного оборудования скважины показана на рисунке 7.
Рисунок 7 - Схема компоновки подземного оборудования газовой скважины:
- пакер эксплуатационный; 2 - циркуляционный клапан; 3 - ниппель; 4 - забойный клапан-отсекатель с уравнительным клапаном; 5 - разобщитель колонны НКТ; 6 - ингибиторный клапан; 7 - клапан аварийный, срезной; 8 - НКТ; 9 - жидкий ингибитор коррозии и гидратообразования; 10 - хвостовик
Для надежной эксплуатации газовых скважин используется следующее основное подземное оборудование: разобщитель (пакер); колонна насосно-компрессорных труб (НКТ); ниппель; циркуляционный клапан; ингибиторный клапан; устройство для автоматического закрытия центрального канала скважины, которое включает в себя забойный клапан-отсекатель, уравнительный клапан, переводник и замок; клапан аварийный, срезной; разъединитель колонны НКТ; хвостовик. Дополнительное рабочее оборудование для работы с клапанами-отсекателями включает в себя: посадочный инструмент; ловители; шар с седлом для посадки пакера; приемный клапан; головку к скважинным приборам; грузы; гидравлический ясс; механический ясс; шлипсовый замок; груз для обрыва скребковой проволоки; двурогий крюк; уравнительную штангу; инструмент для управления циркуляционным клапаном. [4]
© studopedia.ru Не является автором материалов, которые размещены. Но предоставляет возможность бесплатного использования. Есть нарушение авторского права? Напишите нам
При эксплуатации газовых скважин обычно сталкиваются с рядом проблем. Например, в скважинах, эксплуатирующих газоконденсатные пласты, имеющие высокие давления, много неприятностей причиняет коррозия оборудования. Часто в газовые скважины начинает поступать вода, вследствие чего может снизиться дебит газа. Кроме того, на забое малопродуктивных газовых скважин вода может скапливаться в результате конденсации ее из газа. [17]
При эксплуатации газовых скважин процесс гидратообразования характерен главным образом для месторождений производственных объединений Норильскгазпром и Якутгазпром. В ходе анализа промыслового опыта ( по Северо-Соленинскому месторождению) выявлен один интересный и важный момент. Газовые скважины стабильно работают продолжительное время, даже если верхняя часть лифтовых труб ( до глубин 200 - 250 м) оказывается по термобарическим условиям в гидратном режиме. По-видимому, это связано с тем, что для образования гидратов требуется некоторое переохлаждение ( на 1 - 2 С) газового потока. [18]
При эксплуатации газовой скважины необходимо, чтобы все задвижки елки были полностью открыты, за исключением задвижек на запасной выкидной струне. Это вызвано тем, что если в струе газа имеются твердые примеси, то при не полностью открытых задвижках могут разъедаться клинкеты. В случае выхода из строя коренной задвижки смена ее требует глушения скважины. Коренная задвижка должна быть открыта полностью как при эксплуатации, так и при временной остановке скважины. Для других задвижек устанавливается следующий порядок открытия и закрытия их на елке. При пуске скважины в эксплуатацию открывают коренную задвижку, далее открывают задвижку, ближайшую к крестовине, затем к отводу. При остановке скважины следует закрыть задвижки в обратном порядке. При сборке фонтанной арматуры на устье должно быть обращено внимание на тщательность крепления всех соединений и в особенности трубной головки, так как в случае ее ремонта или смены необходимо глушение скважины. Кроме того, неисправность фонтанной арматуры может служить причиной аварий, а несвоевременное устранение дефекта может привести к открытому фонтанированию скважины. [19]
При эксплуатации газовых скважин в условиях обводнения можно выделить два этапа: начальный, когда вся поступающая на забой вода выносится на поверхность, и конечный, когда на забое начинается накопление столба жидкости. [20]
При эксплуатации газовых скважин необходимо постоянно контролировать содержание воды в газе. Для этого периодически отбирают пробы воды из сепараторов и проводят химический анализ с целью установления ее происхождения. [21]
При эксплуатации газовой скважины без поступления пластовой воды на забой на поверхность поступает конденсационная вода, минерализация которой незначительна ( до 1 - 2 % минерализации пластовой воды) и остается практически неизменной во времени. Иногда может наблюдаться эпизодический вынос воды повышенной минерализации, что может происходить при захвате потоком газа некоторого количества капиллярно удерживаемой остаточной воды. Однако и здесь ее минерализация невысокая. [22]
При эксплуатации газовых скважин в агрессивной среде рекомендуется спускать фонтанные трубы, имеющие небольшую толщину стенок, устанавливать составные колонны, не создавать растягивающих нагрузок на трубы до заполнения межтрубного пространства жидкостью. Это делается для снижения напряжений в трубах и предотвращения интенсивной коррозии. [23]
При эксплуатации газовых скважин их дебит ограничивается по геологическим, техническим или экономическим соображениям. [24]
При эксплуатации газовых скважин обычно сталкиваются с рядом проблем. Например, в скважинах, эксплуатирующих газоконденсатные пласты, имеющие высокие давления, много неприятностей причиняет коррозия оборудования. Часто в газовые скважины начинает поступать вода, вследствие чего может снизиться дебит газа. Кроме того, на забое малопродуктивных газовых скважин вода может скапливаться в результате конденсации ее из газа. [26]
При эксплуатации газовых скважин обычна сталкиваются с рядом проблем. Например, в скважинах, эксплуатирующих газоконденсатные пласты, имеющие высокие давления, много неприятностей причиняет коррозия оборудования. Часто в газовые скважины начинает поступать вода, вследствие чего может снизиться дебит газа. Кроме того, на забое малопродуктивных газовых скважин вода может скапливаться в результате конденсации ее из газа. [28]
При эксплуатации газовых скважин в условиях обводнения при-г Эбойной зоны следует учитывать такие отрицательные последствия, как снижение дебита скважины, сильное обводнение газа, а значит, и большой объем его сепарации на промыслах для отделения воды, опасность образования большого объема кристаллогидратов и др. В связи с этим необходимо постоянное удаление воды с забойной зоны скважины. В процессе эксплуатации обводненных газовых скважин применяют периодическое и непрерывное удаление влаги из скважины. К непрерывным методам удаления влаги из скважины относят: эксплуатацию скважин при скоростях выходящего газа, обеспечивающих вынос воды с забоя; непрерывную продувку скважин через сифонные или фонтанные трубы; применение плунжерного лифта; откачку жидкости скважинными насосами; непрерывное вспенивание жидкости в скважине. Выбор того или иного метода удаления влаги из газовых скважин зависит от большого, числа факторов, к которым относят геолого-промысловую характеристику данного месторождения, конструкцию скважины, объемы воды, причины ее попадания в скважину, стадию разработки газового месторождения. Так, например, при малых дебитах газа из скважины достаточно применение одного из периодических методов удаления влаги, а при больших дебитах - одного из непрерывных методов. Наиболее широко применяют на практике относительно недорогой и достаточно эффективный метод введения в скважину веществ - пенообразователей. В качестве пенообразователей широко используют поверхностно-активные вещества ( ПАВ) - сильные пенообразователи - суль-фанол, синтетические моющие порошки ( Кристалл, Луч) и др. Вспененная жидкость имеет значительно меньшую плотность и легко выносится на поверхность с потоком газа. [29]
При эксплуатации газовых скважин по кольцевому пространству между колонной подъемных труб и эксплуатационной колонной возникает необходимость в определении величины коэффициента местных сопротивлений при обтекании газом замковых соединений. [30]
Страницы: 1 2 3 4
Поделиться ссылкой:1.1. Агрегат насосный типа НБ (в дальнейшем по тексту – агрегат) предназначен для нагнетания промывочной жидкости при бурении нефтяных и газовых скважин; для нагнетания воды в пласт при интенсификации добычи нефти; для перекачивания различных неагрессивных жидкостей; включая обводненную нефть.
1.2. В качестве промывочной, перекачиваемой жидкости могут быть использованы глинистый раствор или вода. Содержание механических примесей (песка, твердых частиц выбуренной породы) должно быть не более 1% по объему с твердостью до 1200ед. по шкале НV.
2.УСТРОЙСТВО И ПРИНЦИП РАБОТЫ.
2.1. Агрегат состоит из следующих основных частей: рамы, насоса поршневого с пневмомуфтой, электродвигателя, клиноременной передачи, ограждения клиноременной передачи.
2.2. Привод вращения трансмиссионного вала насоса осуществляется от взрывозащищенного электродвигателя через клиноременную передачу.
2.3. Насос поршневой крепится к раме агрегата с помощью болтов.
2.4. Электродвигатель установлен на плите, которая крепится к раме агрегата болтами. На раме предусмотрены пазы под крепежные болты плиты электродвигателя для регулировки натяжения ремней клиноременной передачи.
2.5. Устройство и принцип работы насоса приведен в соответствующем разделе паспорта, прилагаемого к насосу.
3.ПОДГОТОВКА К РАБОТЕ.
3.1. Рама агрегата должна быть установлена горизонтально, в противном случае не будет обеспечена надежная смазка частей насоса.
3.2. К агрегату присоединить всасывающий трубопровод внутренним диаметром не менее 113 мм. Нагнетательный трубопровод присоединить к трехходовому крану, имеющему внутреннюю резьбу ?". Внутренний диаметр нагнетательного трубопровода должен быть не менее 50 мм. Приемный резервуар должен быть установлен по возможности ближе к насосу и высота всасывания должна быть не более 3м. На нагнетательном трубопроводе, вблизи насоса, должна быть установлена задвижка.
3.3. В случае подхода жидкости самотеком на всасывающем трубопроводе также должна быть установлена задвижка. При наличии высоты всасывания на конец всасывающей трубы, опущенной в резервуар, следует установить обратный клапан.
3.4. От предохранительного клапана должна быть предусмотрена отводная труба в приемный резервуар. Отверстие сброса предохранительного клапана имеет внутреннюю резьбу.
3.5. Перепускное отверстие трехходового крана имеет внутреннюю резьбу.
3.6. На нагнетательном трубопроводе или на компенсаторе следует установить манометр.
4.1. Порядок пуска агрегата:
? открыть задвижки на нагнетательном и всасывающем трубопроводах;
? включить электродвигатель. Агрегат должен запускаться с собственного или диспетчерского пульта.
4.2. При эксплуатации агрегата необходимо следить:
? за показаниями манометров;
? за состоянием предохранительного клапана насоса. В случае среза предохранительного гвоздя в предохранительном клапане агрегат должен быть остановлен для замены его новым предохранительным гвоздем;
? за состоянием сальниковых цилиндровых втулок и штоков, а при появлении просачивания незначительно затянуть их при выключенном электродвигателе;
? за состоянием крышек и фланцев соединений гидравлической части насоса, а при появлении течи необходимо устранить ее, выключив электродвигатель.
? Появление чрезмерных стуков, вибрации и нагревов агрегата указывают на ненормальную работу насоса. В этом случае выключить электродвигатель и устранить неисправности.
4.3. Остановка агрегата:
? закрыть задвижки на всасывающем и нагнетательном трубопроводах;
? слить остатки жидкости из гидравлической части насоса при длительной остановке.
5.ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ.
5.1. Техническое обслуживание агрегата проводится для предотвращения отказов, обеспечения безопасной и длительной работы агрегата и его составных частей при минимальных эксплуатационных затратах.
5.2. Техническое обслуживание электродвигателя и насоса производить в соответствии с их паспортами или инструкциями по эксплуатации.
5.3. Натяжение ремней клиноременной передачи необходимо периодически контролировать и регулировать. Регулировку натяжения ремней производить за счет перемещения плиты электродвигателя с помощью натяжных винтов.
6. МЕРЫ БЕЗОПАСНОСТИ.
6.1. К монтажу и эксплуатации агрегата должны допускаться лица, ознакомленные с конструкцией насоса, содержанием настоящего паспорта и имеющие допуск к работам, оформленный в установленном порядке.
6.2. Монтаж, демонтаж, заземление, обслуживание и ремонт агрегата должны выполняться с соблюдением требований "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности".
? работа агрегата при неисправностях в линии заземления;
? производство работ по техническому обслуживанию и ремонту агрегата при работающем электродвигателе;
? подтяжка болтовых соединений трубопроводов, находящихся под давлением;
? работа агрегата при закрытых задвижках на всасывающем и нагнетательном трубопроводах;
? работа со снятым защитным кожухом;
? работа при неисправном манометре или без него;
? повышать давление в нагнетательной системе выше величины, указанной в паспорте.
Настоящая инструкция разработана в соответствии с паспортом на насосный агрегат, техническим описанием и Требованием правил безопасной эксплуатации оборудования.
И.о. главного специалиста СГМ С.Б. Бакланов
Гл. механик УПСНиГ
