Расскажите операцию по промывке скважин горячей (холодной) нефтью (АДП)

Вопрос № 1.

Какие функциональные обязанности у Вас добавятся в случае повышения разряда?

Ответ.

3-й разряд.

Характеристика работ. Участие в осуществлении и поддержании заданного режима работы скважин, установок комплексной подготовки газа, групповых замерных установок, дожимных насосных и компрессорных станций, станций подземного хранения газа и в других работах, связанных с технологией добычи нефти, газа, газового конденсата различными способами эксплуатации. Участие в работах по обслуживанию и текущему ремонту нефтепромысловых оборудования, установок и трубопроводов. Снятие показаний контрольно-измерительных приборов. Отбор проб для проведения анализа. Участие в замерах нефти и воды через узлы учёта: дожимной насосной станции (ДНС), автоматизированной групповой замерной установки (АГЗУ, ГЗУ).

Должен знать: конструкцию нефтяных и газовых скважин; назначение, правила обслуживания наземного оборудования скважин, применяемого инструмента, приспособлений, контрольно-измерительных приборов; основные сведения о технологическом процесса добычи, сборе, транспортировки нефти, газа, газового конденсата, закачки и отбора газа; основные химические свойства применяемых реагентов; принцип действия индивидуальных средств защиты.

Й разряд.

Характеристика работ. Ведение технологического процесса при всех способах добычи нефти, газа и газового конденсата, обслуживание, монтаж и демонтаж оборудования и механизмов под руководством оператора по добычи нефти и газа более высокой квалификации. Осуществление работ по поддержанию заданного режима работы скважин, установок комплексной подготовки газа, групповых замерных установок, дожимных насосных и компрессорных станций, станций подземного хранения газа и других объектов, связанных с технологией добычи нефти, газа и газового конденсата и подземного хранения газа. Разборка, ремонт и сборка отдельных узлов и механизмов простого нефтепромыслового оборудования и арматуры. Очистка насосно-компрессорных труб в скважине от парафина и смол механическими и автоматическими скребками и с использованием реагентов, растворителей, горячей нефти и пара. Обработка паром высокого давления подземного и наземного оборудования скважин и выкидных линий. Замер дебита скважин на автоматизированной групповой замерной установке. Расшифровка показаний приборов контроля и автоматики. Представление информации руководителю работ и оператору более высокой квалификации обо всех замеченных неполадках в работе скважин и другого нефтепромыслового оборудования. Техническое обслуживание коммуникаций газлифтных скважин (газоманифольдов, газосепараторов, теплообменников) под руководством оператора по добычи нефти и газа более высокой квалификации. Снятие показаний приборов, измеряющих параметры работы газопровода, расчёт расхода газа и жидкости, ведение режимных листов работы узла контроля параметров газопровода (УКПГ), цеха.

Вопрос № 2.

Что такое АГЗУ и для чего она предназначена?

Ответ.

АГЗУ – это автоматизированная групповая замерная установка. Предназначена для измерений среднесуточного объёма нефти и газа, добываемой из нефтяных скважин в автоматическом и «ручном» режимах.

Вопрос № 3.

Назовите три основных параметра работы скважины? В какие сроки они контролируются оператором добычи нефти и газа (ДНГ)? Где фиксируются параметры работы скважин?

Ответ.

-- стабильный динамический уровень Hд;

-- давление затрубного пространства равно давлению в коллекторе (линии) Pз = Pл;

-- дебет добывающей скважины стабилен Q.

Параметры добывающих скважин контролируются оператором добычи нефти и газа один раз в семь дней. Все «снятые» параметры фиксируются в журнале исследования скважин.

Вопрос № 4.

Что такое СППК? Расшифруйте, для чего нужен СППК, на какое давление тарируется, сроки тарировки, что написано на бирке клапана, сроки проведения проверки работоспособности клапана обслуживающим персоналом? Что такое установочное давление, как рассчитывается? При проведении газоопасных работ по смене СППК, в каком положении (открыта или закрыта) выкидная задвижка? Как расшифровывается буква «р» в названии «СППК – 4 р»?

Ответ.

СППК – специальный пружинный предохранительный клапан.

СППК предназначен (нужен) для автоматического сброса избыточного давления, набранного в гидроциклоне (ГЦ) сверхдопустимого установочного Руст (давление срабатывания СППК) давления.

СППК тарируется не реже чем через 24 месяца (давление тарировки Р тар = Р раб. сосуда * 1 ~ 1,25). Период поверки для СППК работающих с агрессивной средой 0,5 года с неагрессивной 1 год.

На бирке СППК написано:

-- заводской номер СППК;

-- установочное давление клапана – Руст;

-- дата проведения тарировки СППК.

Работоспособность СППК проверяют путём кратковременного открытия клапана, один раз в три дня.

СППК должен быть опломбирован, пломба не должна иметь повреждений.

На корпусе клапана не должно быть трещин, потеков

СППК неисправен если:

-- при открытии рычаг не смещается или после смещения рычага нет шума в линии аварийного сброса давления;

-- при закрытом СППК есть шум в линии аварийного сброса давления;

-- на корпусе СППК обнаружены трещины, потёки;

-- отсутствует или повреждена пломба;

-- истёк срок очередной поверки.

Клапан типа СППК 4 «р» – ручной.Предохранительные пружинные клапаны типа СППК 4 «р» предназначены для установки на сосудах, аппаратах и трубопроводах, работающих на различных средах при температуре от 450 ° С до 600 ° С.Предохранительный пружинный клапан представляет собой механизм автоматического действия. Давлению среды на золотник клапана противодействует сила пружины, прижимающая золотник к седлу через опору и шток. При рабочем давлении в аппарате или сосуде сила действия среды уравновешивает силу пружины. Возрастание давления в сосуде, аппарате и трубопроводе выше допустимого нарушает равновесие, подъ ё мная сила преодолевает усилие пружины, золотник поднимается, и происходит сброс среды.

Вопрос № 5.

Что написано на информационной табличке СРД (сосуд, работающий под давлением)? Сроки проведения технического освидетельствования (наружного осмотра (Н. О.), гидравлических испытаний (Г. И.), каким давлением проводится гидравлическое испытание? Чем проводят гидравлические испытания сосудов?

Ответ.

На информационной табличке сосудов работающих под давлением (СРД) указывается (написано) номер сепарационной ёмкости (№ 0001, указанный номер должен соответствовать нумерации сосуда на технологической схеме), давление установочное (Р уст. – 44 атм.), давление разрешённое (Р раз. – 40 атм.).

Контроль над техническим состоянием сосуда осуществляется:

1. обслуживающим персоналом:

-- раз в три дня (наружный осмотр);

2. лицом, ответственным за техническое состояние:

-- раз в 6 месяцев (наружный осмотр);

3. лицом по надзору за техническим состоянием и эксплуатацией сосудов:

-- раз в 2 года (наружный и внутренний осмотр),

-- раз 8 лет (гидравлическое испытание) – для всех типов сосудов, входящих в закрытую систему нефтедобычи (аппараты, воздухосборники, газосепараторы, электродегидраторы и так далее);

-- раз в 2 года (гидравлическое испытание) – для сосудов, внутренний осмотр которых провести невозможно, то есть, нет лючков и люков, специально предусмотренных изготовителем для осмотра и нет условий проведения технического освидетельствования, оговоренных в паспорте сосуда;

4. инспектором Российской Государственной Технической Инспекции (РГТИ):

-- раз в 4 года (внутренний осмотр);

-- раз в 8 лет (гидравлическое испытание) – для воздухосборников и других сосудов, у которых произведение давления в МПа (кгс/см²) на вместимость в м³ (литрах) превышает 0,05 (500), не входящих в закрытую систему нефтегазодобычи.

Техническое освидетельствование сосудов. Сосуды, работающие под давлением, должны подвергаться техническому освидетельствованию после монтажа, до пуска в работу, периодически в процессе эксплуатации и в необходимых случаях - внеочередному освидетельствованию. Порядок и сроки проведения технического освидетельствования определены в «Правилах устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением» (ПБ-10-115-96).

Перед проведением технического освидетельствования необходимо раз в 2 года проводить толщинометрию стенок сосудов.

К проведению наружного и внутреннего осмотров (Н. О. и В. О.), гидравлическому испытанию (Г. И.) и дефектоскопии предъявляются следующие требования:

5. Перед внутренним осмотром и гидравлическим испытанием сосуд должен быть:

-- остановлен;

-- охлаждён (отогрет);

-- освобождён от заполняющей его рабочей среды;

-- пропарен;

-- отключён (отсечён) заглушками от всех трубопроводов, соединяющих сосуд с источником давления;

-- очищен;

-- покрытие сосуда от коррозии в местах, где имеются признаки, указывающие на возможность возникновения дефектов металла, должно быть частично удалено.

6. При гидравлическом испытании необходимо:

-- применять воду с температурой не ниже 5 ^о С и не выше 40 ^о С, если в технических условиях не указано конкретное значение температуры, допускаемой по условию предотвращения хрупкого разрушения; разность температур стенки сосуда и окружающего воздуха во время испытаний не должна вызывать конденсации влаги на поверхности стенок сосуда; по согласованию с разработчиком проекта сосуда вместо воды может быть использована другая жидкость;

-- опрессовку сосуда производить водой пробным давлением, указанным в паспорте, установив на время опрессовки заглушки под предохранительные клапана, и подводящие трубопроводы;

-- полностью удалить воздух при заполнении сосуда водой;

-- производить плавное повышение давления в сосуде;

-- контролировать давление в сосуде двумя манометрами; оба манометра должны быть одного типа, предела измерения, одинаковых классов точности, цены деления;

-- выдержать сосуд под пробным давлением в течение определённого времени. Время выдержки устанавливается разработчиком проекта.

-- после выдержки под пробным давлением снизить давление в сосуде до расчётного, при котором произвести осмотр наружной поверхности сосуда, всех его разъёмных и сварных соединений.

7. Сосуд считается выдержавшим гидравлическое испытание, если не обнаружено:

-- течи, трещин, слёзок, потения в сварных соединениях и на основном металле;

-- течи в разъёмных соединениях;

-- видимых остаточных деформаций, падения давления по манометру.

8. При наружном, внутреннем осмотрах и гидравлическом испытании должны быть выявлены и устранены все дефекты, снижающие прочность сосуда, особое внимание обратить на состояние защитного слоя от коррозии;

9. Обязательными местами для замера толщины стенок методом толщинометрии являются точки вокруг штуцеров (не менее 40 для каждого штуцера на расстоянии 50 миллиметров).

Не допускайте работу сосуда, если скорость коррозии приводит к уменьшению толщины стенок меньше расчётной, то есть уменьшенной на 2 миллиметра (припуска на коррозию). Скорость коррозии определяется исходя из сравнений результатов предыдущего и очередного замера. Результаты замера и координаты точек прилагаются к паспорту.

Результаты технического освидетельствования должны записываться в паспорте сосуда лицом, производившим освидетельствование, с указанием разрешённых параметров эксплуатации сосуда и сроков следующих освидетельствований.

Вопрос № 6.

Для чего нужны манометры, какие по типу бывают? Требования, предъявляемые к манометрам; по каким причинам отбраковываются манометры; что написано на клейме (пломбе); класс точности манометра; что такое проверка и проверка манометра; сроки их проведения; сроки проведения работоспособности манометра обслуживающим персоналом; подбор манометра от давления; какого диаметра должен быть манометр, установленный на высоте от 2 до 3 метров? На пломбе выбито клеймо I – 09, до какого дня подлежит эксплуатации? Какой манометр по классу, диаметру необходимо установить на трубопроводе, расположенном на высоте 2,5 метра, при линейном давлении 16 кгс/см² от нефтяной скважины?

Ответ.

Манометры предназначены для измерения давления в нефте-газо-трубопроводах. Манометры устанавливаются до запорной арматуры. Класс точности не ниже 2,5 МПа – при рабочем давлении сосуда до 2,5МПа; 1,5 – при рабочем давлении сосуда свыше 2,5МПа. Манометр должен быть установлен так, чтобы его показания были отчетливо видны обслуживающему персоналу. Номинальный диаметр корпуса манометров, устанавливаемых на высоте до 2м, должен быть не менее 100мм, на высоте от 2 до 3м – не менее 160мм. Манометры должны быть защищены от замерзания. Манометр не допускается к применения в следующих случаях: отсутствует пломба или клеймо с отметкой о проведении проверки; просрочен срок поверки; стрелка при его отключении не возвращается к нулевому показанию шкалы; разбито стекло или имеются повреждения, которые могут отразиться на правильности его показаний.

Вопрос № 7.

Правило наложения жгута при ранении конечностей?

Ответ.

Правила наложения жгута или тугой повязки при ранении конечностей следующие:

-- завести жгут за конечность и растянуть с максимальным усилием;

-- прижать первый виток жгута и убедится в исчезновении пульса;

-- наложить следующие витки жгута с уменьшенным усилием;

-- обернуть петлю – застёжку вокруг жгута;

-- оттянуть петлю и завести под свободный конец жгута;

-- вложить записку о времени наложения жгута под резинку петли.

Правила наложения жгута или тугой повязки на шею:

-- жгут на шею накладывают без контроля пульса и останавливают до прибытия врача;

-- для герметизации раны используют чистую салфетку или многослойную ткань (упаковку бинта);

-- жгут или тугую повязку на шею накладывают следующим образом: руку заводят вверх за голову напротив места ранения, на место ранения накладывают салфетку, затем через руку накладывают жгут.

Правила наложения жгута или тугой повязки на бедро:

-- жгут или тугую повязку на бедро накладывают через гладкий твёрдый предмет (упаковку бинта) и убеждаются в исчезновении пульса на подколенной ямке.

Жгут или тугая повязка накладывается в летнее время на два часа, в зимнее не более одного часа – периодически, по истечении указанного времени, жгут или тугая повязка ослабляются и переносятся немного выше прежнего наложения жгута или тугой повязки.

НЕОБХОДИМО при отсутствии жгута использовать ремень, сделать закрутку из платка, шарфа. Ремень, другие подручные средства (как и обычный жгут) накладывают на одежду, чтобы не допустить травмирование кожи.

Вопрос № 8.

Какие операции часто Вами выполняются?

Ответ.

-- отбор проб добывающего фонда скважин;

-- контроль рабочих параметров со станций управления добывающих скважин;

-- вывод в режим, контрольные исследования и снятие контрольных параметров

-- выполнение исследований по контролю рабочих параметров добывающего фонда скважин;

-- осуществление промывок или соляно-кислотных обработок фонда скважин.

Вопрос № 9.

Какие записи заносятся в удостоверение по проверке знаний рабочих? Кто делает записи?

Ответ.

В удостоверение по проверке знаний рабочих вносятся следующие записи:

-- вид и дата проведения инструктажа;

-- дата проведения следующего планового инструктажа.

Записи в удостоверение по проверке знаний рабочих делает инспектор по технике безопасности и охране труда. Все внесённые записи заверяются подписью и печатью начальника цеха.

Вопрос № 10.

Какие работы называются газоопасными? На какие виды подразделяются газоопасные работы?

Ответ.

К газоопасным относятся работы, связанные с осмотром, чисткой, ремонтом, разгерметизацией технологического оборудования, коммуникаций, в том числе работы внутри ёмкостей (аппараты, сушильные барабаны, печи сушильные, реакторы, резервуары, цистерны и другое аналогичное оборудование, а также коллекторы, тоннели, колодцы, приямки и другие аналогичные места), при проведении которых имеется или не исключе­на возможность выделения в рабочую зону, определяемую в соответствии с ГОСТ 12.1.005-76, взрыво- и пожароопасных или вредных паров, газов и других веществ, спо­собных вызвать взрыв, загорание, оказать вредное воздействие на организм человека, а также работы при недостаточном содержании кислорода (объёмная доля ниже 20 %).

Газоопасные работы, в том числе работы, связанные с пребыванием людей внут­ри аппаратов, ёмкостей и другого оборудования, должны проводиться в тех случаях, ког­да они не могут быть механизированы, автоматизированы или проведены без непосредст­венного участия людей.

На предприятии по каждому цеху (производству) должен быть разработан пере­чень газоопасных работ по форме Приложение № 1.

В перечне должны быть раздельно указаны газоопасные работы:

-- I – проводимые с оформлением наряда-допуска по форме Приложение № 2;

-- II – проводимые без оформления на­ряда-допуска, но с обязательной регистрацией таких работ перед их началом в журнале по форме Приложение № 3;

-- III – вызванные необходимостью ликвидации или локализации возможных аварийных ситуаций и шарив.

Перечень газоопасных работ разрабатывается начальниками цехов (установок, отделений при бесцеховой структуре), согласовывается с производственным (техничес­ким, производственно-техническим) отделом, с газоспасательной службой, со службой техники безопасности и утверждается главным инженером. Перечень газоопасных работ должен периодически не реже 1 раза в год пересматриваться и переутверждаться. В перечне должны быть указаны: цех (установка, отделение при бесцеховой структуре), место и характер работы, возможные вредные и опасные производственные факторы при её проведении, категория исполнителей (производственный персонал, газо­спасатели или члены добровольных газоспасательных дружин), основные мероприятия, обеспечивающие безопасность выполняемых работ. При возникновении необходимости проведения газоопасных работ, не включен­ных в утверждённый перечень, они должны выполняться по наряду-допуску в соответствии с требованиями настоящей инструкции с последующим внесением их в журнале по форме Приложение № 3.

Газоопасные работы, связанные с предупреждением развития аварийных ситуаций и необходимостью локализации аварий, проводятся в соответствии с планами ликвидации аварий. Газоопасные работы, выполняемые по наряду-допуску, как правило, должны проводиться в светлое (дневное) время. В исключительных случаях проведение неотложных газоопасных работ может быть разрешено в тёмное время суток с участием или в присутствии представителя ГСС. При этом в наряде-допуске должны быть предусмотрены дополнительные мероприятия по обеспечению безопасного проведения работ, учитывающие условия их выполнения в тёмное время суток.

Газоопасные работы могут выполнять только работники, прошедшие инструктаж и специальное обучение приёмам и методам работы в газо-взрывоопасной среде, применению газо-защитных средств, знающие правила оказания помощи пострадавшим от воздействия газа, а также допущенные к работе в противогазах и респираторах по состоянию здоровья.

На каждом предприятии, объекте должен быть разработан и доведён до сведения всего персонала перечень газоопасных мест и работ, где работа должна выполняться по наряду специально обученным персоналом или работниками газоспасательной службы.

Плановые газоопасные работы допускаются только при наличии утверждённого плана ведения работ, составленного с учётом безопасности их выполнения и разрешения на производство газоопасных работ. В плане ведения работ должны быть точно определены: места работ, расстановка людей, применяемое оборудование, механизмы и приспособления, подходы и выходы, способы вентиляции, а также другие меры, обеспечивающие безопасность.

До начала газоопасных работ необходимо обеспечить безопасные условия для людей, работающих на прилегающей территории, в соседних цехах, агрегатах.

Газоопасные работы, как и плановые, так и аварийные должны выполняться под руководством инженерно-технического работника (ИТР), назначенного начальником или главным инженером предприятия. При производстве газоопасных работ должна быть обеспечена телефонная или радиосвязь с диспетчером предприятия.

Перед началом работ ответственный руководитель обязан лично проверить выполнение плана подготовительных мероприятий, в том числе наличие и исправность необходимых для ремонта оборудования, механизмов, инструментов, материалов, газозащитной аппаратуры и других средств защиты, надёжность всех отключений, наличие и надёжность лестниц, площадок, ограждений и другое.

Перед началом работ ответственный руководитель обязан проинструктировать всех работников о порядке и способах выполнения работ, пользования защитными средствами и оказания доврачебной помощи пострадавшим.

Входить в загазованный участок (или подходить к месту сварки) можно только с разрешения ответственного руководителя работ.

Во время газоопасных работ в помещениях, траншеях, колодцах следует обеспечить соответствующий воздухообмен путём естественной или искусственной вентиляции.

Вопрос № 11.

Как называется огнетушитель «ОП – 50» и «ОУ – 10»? Каким огнетушителем тушат электроустановки до 1000 В (Вольт)?

Ответ.

«ОП – 50» – огнетушитель порошковый, объёмом 50 литров.

«ОУ – 10» – огнетушитель углеродистый, объёмом 10 литров.

Тушение пожара (возгорания) на электроустановках до 1000 В (Вольт) производят огнетушителем порошковым.

Вопрос № 12.

Какие средства индивидуальной защиты используются при проведении газоопасных работ? Назовите комплектность шлангового противогаза, время работы в шланговом противогазе. В чём отличие противогаза «ПШ – 1» от противогаза «ПШ – 2»?

Ответ.

Для защиты органов дыхания, применяются противогазы. По степени защиты органов дыхания противогазы подразделяются на фильтрующие, шланговые и изолирующие. Шланговый противогаз содержит лицевую часть, 2 гофрированные трубки, резиновый армированный шланг.Пш-1 отличается от Пш-2 длинной шланга.

Вопрос № 13.

Что такое ПДК и ПДВК? Знать определение ПДК и ПДВК. Назовите параметры по углеводороду. При производстве огневых работ по ремонту дверей АГЗУ, какой производится замер: ПДК или ПДВК?

Ответ.

ПДК – предельно-допустимая концентрация;

ПДВК – предельно-допустимые выделяемые концентрации.

Параметры выделения углерода:

-- сероводород – 10 мг/м³;

-- углеводороды в нефти – 300 мг/м³;

-- углеводороды в смеси сероводородом – 3 мг/м³.

При производстве огневых работ по ремонту дверей АГЗУ, производится замер ПДВК.

Вопрос № 14.

120 МПа перевести в атмосферы, кгс/см² и наоборот, 12 кгс/см² перевести в МПа, в метрах водяного столба.

Ответ.

1 кгс/см² = 0,098066 Мпа ~ 0,01 МПа. 100 кгс/см² = 9,8066 Мпа ~ 10 МПа.

120 МПа = 1200 кгс/см².

12 кгс/см² = 1,2 МПа.

Вопрос № 15.

Какие заглушки используются в работе? Какие параметры выбиты на «хвостовике» заглушки?

Ответ.

В работе используются заглушки различных диаметров, изготовленные на заводе. На «хвостовике» заглушки выбит диаметр и допустимое давление, при котором устанавливается заглушка.

Вопрос № 16.

У сварщика спросили: «Лаборант сделала замер загазованности воздушной среды. Замер составил 350 млг/м³. Мастер сказал приступать к работе. Ваши действия»?

Ответ.

Вопрос № 17.

Какие виды инструктажей Вы знаете? Какой последний инструктаж Вам проводили?

Ответ.

Существуют следующие виды инструктажей:

-- вводный инструктаж;

-- первичный инструктаж;

-- плановый инструктаж;

-- внеплановый инструктаж.

--повторный

--целевой

Последний проводившийся инструктаж является плановым.

Вопрос № 18.

Какую учебную тревогу проводили? Ваши действия? Как часто проводятся учебные тревоги? Где проводятся учебные тревоги?

Ответ.

Учебная тревога: «заморожен коллектор от нагнетательной скважины до блока гребёнки (БГ)».

Действия:

-- сообщить мастеру бригады;

-- сообщить диспетчеру цеха (участка);

-- вызвать на кустовую площадку агрегат ППУ;

-- соблюдая технику безопасности приступить к отпарке замороженного участка;

-- об результатах проделанной работы сообщить диспетчеру цеха (участка) и мастеру бригады.

Учебные тревоги проводятся в цеху (на участке) – теория; непосредственно на кустовой площадке – практика.

Вопрос № 19.

Что такое скважина?

Ответ.

Скважина это выработка в горной породе,диаметр которой меньше ее глубины.

Если породы разрушаются по всей площади сечения, то бурение называется сплошным.

Если разрушается только кольцевое пространство у стенок ствола скважины, а внутренний цилиндр породы (керн) извлекается в целом виде, что позволяет изучать геологическое строение месторождения, такое бурение называется колонковым.

Вопрос № 20.

Что такое пласт?

Ответ.

Пласт — геологическое тело, сложенное однородной породой, ограниченное двумя более параллельными поверхностями.

Вопрос № 21.

Что такое УЭЦН? Расшифруйте УЭЦН 250 – 2000. В каких единицах измеряется производительность и напор насоса? В течение, какого времени скважина выводится на режим? Для чего выводят скважину на режим после ремонта? Какие параметры контролируются при выводе скважины, для чего производится контроль параметров?

Ответ.

УЭЦН – это установка электроцентробежного насоса.

УЭЦН 250 – 2000 – установка электроцентробежного насоса, 250 – расчётная рабочая мощность подачи жидкости насосом (измеряется в м³/сутки), 2000 – номинальный напор, создаваемый насосом при указанной подаче по воде (измеряется в метрах).

Скважина считается вышедшей на режим, если её дебит Q и динамический уровень Hд стабильны, а объём жидкости, отобранной из скважины равен двум объёмам её обсадной колонны но не менее двух объёмов использованной при ремонте жидкости глушения. Ещё одним критерием вывода скважины на режим считается условие равности затрубного и линейного давления (Pз = Pл), которое применимо для большинства скважин. Режим работы УЭЦН подтверждается через трое суток после вывода скважины на режим (но не позднее семи суток), при условии стабильной работы скважины представители цеха добычи и сервисных предприятий проводят контрольную проверку режима работы УЭЦН с замером дебита Q, динамического уровня Hд, линейного давления Pл; буферного давления Pб; затрубного давления Pз. При необходимости представителем сервисных предприятий корректируется время самозапуска (АПВ), защиты по перегрузу (ЗП) и срыву подачи (ЗСП) УЭЦН. Все эти данные в обязательном порядке заносятся в эксплуатационный паспорт скважины и в формуляр станции управления (СУ).

Данный контроль производится для более чёткого – детального изучения рабочих параметров скважины при выводе на режим.

Вывод скважины на режим после ремонта производится для контроля качественной работы нового (заменённого) оборудования скважины.

Вопрос № 22.

Рассказать последовательность отбора пробы нефтепродукта со скважины. Какие надписи делаются на этикетке бутылки с пробой нефти?

Ответ.

Отбор проб со скважины проводится в следующей последовательности:

-- в вентиль отбора проб вкручиваем пробоотборник;

-- в ёмкость объёмом не менее пяти литров отбираем жидкость, отобранную жидкость сливаем в дренажный колодец;

-- затем вновь отбираем необходимое количество жидкости в ёмкость и из неё переливаем отобранную жидкость в бутылку для транспортировки отобранной жидкости в «ХАЛ» на проведение лабораторных исследований.

На этикетке бутылки с пробой нефти делаются следующие надписи:

-- указывается номер кустовой площадки и номер добывающей скважины;

-- если проба срочная – указывается «СРОЧНО»;

-- указывается кому предназначена проба, например «ГЕОЛОГУ – СРОЧНО»;

-- указывается какие исследования следует провести, например H2O, КВЧ, «ДОВЫВОД – СРОЧНО», «ИНДИКАТОР», «КОНТРОЛЬ – СРОЧНО».

Вопрос № 23.

На 5 разряд: «Какие виды «частотников» (ЧРП – частотно – регулируемый привод) используются в цехе? Для чего применяются «частотники»? как влияет применение «частотника» при выводе скважины? Кто принимает решение об изменении частоты тока, как производится подбор «частотника» к типу спускаемого насоса? Как определить, что скважина расклинилась, параметры?

Ответ.

Вопрос № 24.

Что такое обратный клапан, его назначение? Типоразмер обратного клапана АГЗУ (условный диаметр, условный проход). Что будет, если обратный клапан замёрзнет? Как необходимо выполнять работы по смене обратного клапана?

Ответ.

Обратный клапан – предназначен для предотвращения обратного потока жидкости в трубопроводе из АГЗУ в коллектор скважины.

Обратный клапан состоит из корпуса, тарелки, рычага.

Жидкость, проходя через обратный клапан, в одном направлении давит на тарелку смещая её вверх. При движении в обратном направлении, жидкость прижимает тарелку к корпусу клапана, закрывая проход.

Типоразмер обратного клапана АГЗУ (условный диаметр, условный проход) подбирается в зависимости от размера коллектора (трубопровода) скважины.

Если обратный клапан АГЗУ замёрзнет, линейное давление Pл в коллекторе (трубопроводе) вырастет и произойдёт порыв (авария) коллекторной линии с выходом добывающей жидкости на поверхность.

Работы по смене обратного клапана АГЗУ необходимо выполнят в следующем порядке:

-- согласовать с ведущим технологом ЦДНГ остановку добывающей скважины, по коллектору которой необходима замена обратного клапана;

-- перекрыть линейную задвижку на арматуре скважины;

-- перекрыть линейную задвижку в АГЗУ;

-- открыть задвижку байпасной линии и «стравить» оставшееся давление и жидкость через байпас в дренажный колодец;

-- соблюдая технику безопасности, заменить обратный клапан АГЗУ;

-- закрыть байпасную задвижку и открыть линейные задвижки в АГЗУ и на арматуре скважины, при этом произведя опрессовку коллектора и заменённого обратного клапана;

-- запустить скважину в работу;

-- при необходимости произвести рабочие параметры скважины;

-- о проведённой работе сообщить диспетчерской службе и мастеру бригады.

Вопрос № 25.

Как определить, что скважина вышла на режим?

Ответ.

Скважина считается вышедшей на режим, если её дебит Q и динамический уровень Hд стабильны, а объём жидкости, отобранной из скважины равен двум объёмам её обсадной колонны но не менее двух объёмов использованной при ремонте жидкости глушения. Ещё одним критерием вывода скважины на режим считается условие равности затрубного и линейного давления (Pз = Pл), которое применимо для большинства скважин.

Вопрос № 26.

Что такое динамический уровень?

Ответ.

Динамический уровень Нд – это уровень жидкости в затрубном пространстве работающей скважины и характеризующий забойное давление скважины. Определяется при помощи эхолотометрии.

Вопрос № 27.

Чем арматура АФК отличается от арматуры АНЛ? Назовите параметры.

Ответ.

АФК – арматура фонтанная крестовая.

АНЛ – арматура нагнетательная литая.

Данные арматуры отличаются друг от друга в первую очередь расчётным условным давлением, затем сферой применения: АФК используется для добывающих скважин, а АНЛ используется для нагнетательных скважин. АФК рассчитано на условное давление Ру 140 кгс/см², а АНЛ рассчитано на условное давление Ру 210 кгс/см².

Вопрос № 28.

Какой серии используются задвижки, что на них написано? Расшифруйте КППС 65 * 140. Расшифруйте ЗМС 65 * 210, ЗКЛ 150 * 160? Как производится замена смазки КППС?

Ответ.

Для работы добывающих скважин используются задвижки 65 * 140, а для работы нагнетальных скважин используются задвижки 65 *210. На задвижках указан размер проходного отверстия и условное давление.

Задвижка КППС 65 * 140 – задвижка крановая пробковая с принудительной смазкой; проходной диаметр 65 миллиметров, условное давление Pу 140 кгс/см². Замена смазки КППС производится следующим образом:

-- на нерабочей (снятой) задвижке снимается «фонарь», вынимается «Черепашка», зачищаются мелкие раковины и задиры, затем набивается смазка и всё устанавливается в обратном порядке;

-- на рабочей задвижке (установленной на рабочей скважине) производится дополнительная набивка смазки при помощи специального «продавочного» шприца; выкручивается «продавочный» болт, на это место устанавливается «продавочный» шприц и производится набивка задвижки смазкой.

Задвижка ЗМС 65 * 210 – задвижка механическая стальная; проходной диаметр 65 миллиметров, условное давление Pу 210 кгс/см².

Задвижка ЗЛК 150* 160 – задвижка литая клиновая; проходной диаметр 150 миллиметров, условное давление Pу 160 кгс/см².

ЗКС-- задвижка клиновая стальная

Вопрос № 29.

Допускается ли установка вентиля, КППС в любом направлении?

Ответ.

Установка вентиля КППС в любом направлении не допускается, так как маховиком является флажок, который в свою очередь имеет ограничение в закрытом и открытом положении. На шпинделе нанесена специальная риска, указывающая направление потока жидкости, поэтому данный вид вентиля (задвижки) устанавливается только по направлению потока жидкости.

Вопрос № 30.

Для чего предназначена фонтанная арматура скважин, назначение каждой задвижки?

Ответ.

Фонтанная арматура предназначена:

-- для подвески одной или двух колонн фонтанных труб;

-- для герметизации и контроля пространства между фонтанными трубами и обсадной колонной;

-- для проведения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважины;

-- для направления продукции скважины в выкидную линию на замерную установку;

-- для регулирования режима работы скважины и осуществления глубинных исследований.

Фонтанная арматура подвергается действию высоких температур и давлений. Однако по своим эксплуатационным характеристикам (дебит, давление, температура, газовый фактор и другое) фонтанные скважины бывают различными. Поэтому возникает необходимость иметь фонтанные арматуры, рассчитанные на различные условия работы.

Фонтанные арматуры различаются по конструктивным и прочностным признакам:

-- по рабочему давлению – от 14 до 105 МПа;

-- по размерам проходного сечения ствола – от 50 до 100 миллиметров;

-- по конструкции фонтанной ёлки – крестовые и тройниковые;

-- по числу спускаемых в скважину рядов труб – однорядные и двухрядные;

-- по типу запорных устройств – с задвижками или с кранами.

Для охвата всех возможных условий в фонтанных скважинах по давлению приняты следующие стандарты: арматуры на 14, 21, 35, 70 и 105 МПа рабочего давления, причём арматура на 14, 21 и 35 МПа испытывается на двойное рабочее давление, а арматура на 70 и 105 МПа – на полуторократное давление. Собственно фонтанная арматура состоит из двух элементов: трубной головки и фонтанной ёлки. Трубная головка предназначена для подвески фонтанных труб. Обычно она представляет собой крестовину с двумя боковыми отводами с установленной на ней переходной катушкой, в которую вворачивается верхний резьбовой конец фонтанных труб. При применении двух рядов труб устанавливаются две крестовины с переходными катушками. На нижней катушке подвешивается первый ряд труб (большого диаметра), а на верхней катушке – второй ряд труб (меньшего диаметра). На верхнем фланце катушки укрепляется собственно фонтанная ёлка.

Трубная головка подвергается давлению затрубного газа, которое может быть больше, чем давление в фонтанной ёлке. Поэтому трубная головка рассчитывается и испытывается на давление примерно в 1,5 раза большее, чем фонтанная ёлка. Это объясняется тем, что в межтрубном пространстве, которое герметизирует трубная головка, может скопиться чистый газ, и поэтому давление может достигнуть пластового давления.

Фонтанные ёлки по конструкции делятся на крестовые и тройниковые. Характерным узлом крестовой арматуры является крестовина 6 с двумя боковыми отводами, каждый из которых может быть рабочим, а второй запасным. Для тройниковой фонтанной ёлки характерным узлом являются тройники 7, к которым присоединяются выкидные линии – верхняя и нижняя. Причём рабочим выкидом, всегда должна быть верхняя линия, а нижняя – запасной. Это продиктовано безопасностью работы и возможностью предотвращения открытого фонтанирования.

Тройниковые арматуры, как правило, применяются в скважинах, дающих вместе с нефтью абразивный материал – песок, ил. При разъедании песком верхнего тройника скважина может быть переведена на работу через нижний отвод. При этом промежуточная (между отводами) задвижка или кран закрывается; и верхний тройник, и отвод могут быть отремонтированы. При применении в этих условиях крестовой арматуры разъедание крестовины приводит к необходимости перекрытия скважины центральной задвижкой для замены крестовины. Однако крестовые арматуры более компактны, высота их меньше, обслуживание, которое заключается в снятии показаний манометров, смене штуцеров и осуществляется с мостков без лестниц. Тройниковые арматуры имеют большую высоту и требуют для обслуживания специальных вспомогательных сооружений.

Фонтанные арматуры шифруются следующим образом, для обозначения фонтанных арматур принята система шифрования. Шифр фонтанной арматуры в зависимости от её схемы, конструкции, способа управления задвижками, условного прохода, давления, климатического исполнения и коррозионной стойкости включает несколько буквенных и шифровых обозначений.

Полный шифр фонтанной арматуры условно представляется в виде AФX₁X₂X₃ – Х₄Х₅Х_бХ₇,

Где:

-- А – арматура;

-- Ф – фонтан­ная;

-- X₁ – конструктивное исполнение:

Ø с фланцевыми соединениями без обозначения (наиболее распространённое исполнение);

Ø подвеска подъёмной колонны на резьбе переводника трубной головки – К;

Ø подвеска подъёмной колонны на муфте в трубной головке – без обозначения,

Ø для эксплуатации скважин УЭЦН – Э;

-- Х₂ – номер схемы арматуры:

Ø при двухрядной концентриче­ской подвеске к номеру схемы добавляется буква «а»,

-- Х₃ – способ управления задвижками:

Ø вручную – без обозначения;

Ø дистанционно и автоматически – В;

Ø автоматически – А;

-- Х₄ – условный проход, в миллиметрах.

Когда условные проходы ствола ёлки и её боковых отводов отличаются, то цифровое обозначение указывают через дробь.

-- Х₅ – рабочее давление, МПа,

-- Х₆ – климатическое исполнение:

Ø для умеренной климатической зоны – без обозначения;

Ø для умеренной и холодной климати­ческих зон – ХЛ;

-- Х₇ – исполнение по коррозионной стойкости:

Ø для обычных сред – без обозначения для сред содержащих:

Ø до 6% СО2 К₁;

Ø до 6% H₂S и С0₂ К₂;

Ø до 25% Н₂5иС0₂ К₃.

Например, фонтанная арматура с подвеской насосных – компрессорных труб («НКТ») на резьбе переводника трубной головки, изготов­ленная по схеме № 6 с дистанционным управлением задвижек, с условным проходом по стволу 80 миллиметров, рассчитанная на рабочее давление 35 МПа для коррозионной среды с содержанием H 2 S и СО 2 до 6 %, имеет следующее обозначение: «АФК 6 В – 80 Х 35 К 2».

Та же арматура, но с муфтовой подвеской двух рядов труб и боковым отводом диаметром 65 миллиметров имеет обозначение «АФ б а В – 80 / 65 X 35 К 2».

Масса фонтанной арматуры достигает 3 тонн, высота 4 метра, ширина до 3,3 метров.

Центральная задвижка предназначена для перекрытия потока жидкости в насосно-компрессорных трубах (НКТ).

Задвижка полевого затруба предназначена для проведения работ по исследованию затрубного давления Pз, динамического Hд или статического Hст уровней в затрубном пространстве эксплуатационной колонны добывающей скважины.

Задвижка рабочего затруба предназначена для перекрытия потока жидкости в уравнительной линии.

Манифольд предназначен для обвязки фонтанной арматуры с трубопроводом, подающим продукцию скважины на замерную установку. Применяются различные схемы таких обвязок в зависимости от местных условий и технологии эксплуатации. Поэтому эти схемы не стандартизованы, но их узлы комплектуются из элементов заводского изготовления. Простейшая схема манифольда крестовой фонтанной арматуры не предусматривает обвязку выкидов межтрубных пространств и предполагает наличие только одной выкидной линии, соединяющей скважину с трапной или замерной установкой. В некоторых случаях при интенсивном отложении парафина предусматривают две выкидные линии и манифольд, допускающий работу через любой из двух выкидов.

В обозначение манифольда входят номер схемы, условный проходной диаметр и рабочее давление, например, «1 МАТ – 60 х 125». Выкидной шлейф соединяет манифольд арматуры с групповой замерной установкой («ГЗУ») промысловой системы нефтегазосбора, где автоматически замеряются дебиты скважин. К групповой замерной установке («ГЗУ») подключается группа скважин (до 24), дебит которых измеряется поочерёдно по определённой программе.

Одиночные фонтанные скважины и особенно высокодебитные работают в индивидуальную трапную установку, в которой происходит сепарация газа (иногда двухступенчатая) и замер дебита. Далее, продукция скважины вместе с водой и остаточным газом поступает в промысловый нефтесборный пункт для частичного обезвоживания путём отстоя и полной сепарации газа. Часто промысловый нефтесборный пункт совмещают с установками по обезвоживанию и обессоливанию нефти с помощью её нагрева, промывки пресной водой с добавкой поверхностных – активных веществ – деэмульсаторов, разрушающих поверхностные плёнки на границе мельчайших капелек воды и нефти.

Штуцеры являются элементом фонтанной ёлки и предназначены для регулирования режима работы фонтанной скважины и её дебита. Штуцеры устанавливаются на обеих выкидных линиях арматуры и подразделяются на нерегулируемые и регулируемые. Более просты и надёжны нерегулируемые штуцеры. Они незаменимы в случаях, когда из скважины поступает песок или другой абразивный материал. Существует много конструкций нерегулируемых штуцеров, которые часто выполняются в виде коротких конических втулок из легированной стали или из металлокерамического материала с центральным каналом заданного диаметра. По мере износа штуцера установленный режим работы скважины нарушается и штуцер необходимо менять. Для этого работу скважины переводят временно на запасной отвод, на котором установлен штуцер заданного диаметра, и одновременно меняют изношенный штуцер. Штуцерыв основном рабочем отводе. В связи с этим предложено много конструкций, так называемых быстросменных штуцеров.

Простейший штуцер выполняется в виде диафрагмы с отверстием заданного диаметра, зажимаемой между двумя фланцами выкидной линии. Применяются регулируемые штуцеры, в которых проходное сечение плавно изменяют перемещением конусного штока в седле из твёрдого материала. Перемещение осуществляется вращением маховика, на штоке которого имеется указатель, показывающий эквивалентный диаметр проходного кольцевого сечения регулируемого штуцера.

Такие штуцеры сложнее, дороже, имеют сальниковые уплотнения и применяются обычно в скважинах, не продуцирующих песок. В любом штуцере происходит поглощение энергии газожидкостной струи и снижение давления от давления на буфере до давления в отводящей линии системы нефтегазосбора. Если разность давлений велика, применяют несколько последовательно соединённых штуцеров, в каждом из которых частично снижается давление.

Обратные клапана устанавливаются в уравнительной линии за задвижкой рабочего затруба. Обратные клапана предназначены для сброса избыточного давления из затрубного пространства эксплуатационной колонны в линию коллектора добывающей скважины (Pз = Pл).

Вопрос № 31.

Расскажите операцию по промывке скважин горячей (холодной) нефтью (АДП).

Ответ.

АДП или АДПМ – агрегат для депарафинизации передвижной, модернизированный – предназначен для депарафинизации скважин горячей нефтью.Агрегат должен размещаться на расстоянии не менее 25 метров от нефтегазопроводов, устья скважин, 10 метров от другого оборудования, 40 метров от действующих резервуаров.

Промывка (долив) горячей (холодной) нефтью проводится в следующем порядке:

-- к полевому затрубу через быстроразъёмные соединения (БРС) «подбивается» агрегат для депарафинизации нефти;

-- к агрегату депарафинизации нефти «подбивается» ёмкость (цистерна) с нефтью;

-- при помощи насоса агрегата производится закачка нефти из цистерны в нагревающую ёмкость агрегата депарафинизации нефти и далее под давление на агрегате не более 60 кгс/см² подаётся в затрубное пространство эксплуатационной колонны добывающей скважины;

-- объём закачиваемой нефти указывается в план-заказе проведения данных работ.

Возможным опасным фактором при проведении обработок горячей нефтью являются высокая температура продукта и давление нагнетания. На период тепловой обработки объект обработки и применяемое оборудование должны быть снабжены предупредительными плакатами (знаками) «Осторожно! Тепловая обработка!».

Вопрос № 32.

Какие операции выполняются при объезде фонда скважин?

Ответ.

-- отбор проб добываемой жидкости (срочные или по графику);

-- ежедневный контроль рабочих параметров в станциях управления (СУ) с записью параметров в листок учёта и контроля;

-- ежедневный контроль рабочих параметров (линейное давление Pл, нефтегазоводопроявления (НГВП), работоспособность гидропривода (ГП)) в автоматических замерных установках (АГЗУ) с записью параметров в журнал учёта и контроля;

-- один раз в три дня контроль рабочих параметров специального предохранительно пружинного клапана (СППК) и манометров выкидной, газовой линии и гидроциклона (ГЦ) в автоматических замерных установках (АГЗУ) с записью параметров в журнал учёта и контроля;

-- снятие контрольных параметров добывающих скважин, вывод добывающей скважины на режим, проведение контрольных исследований добывающих скважин;

-- выявление нефтегазоводопроявлений (НГВП) на обслуживаемых кустовых площадках и коллекторов (трубопроводов) прилегающей к кустовой площадке территории.

Вопрос № 33.

Как часто производиться замер пластового давления скважин?

Ответ.

Согласно регламента «Разработки месторождений» один раз в три месяца.

Вопрос № 34.

Для чего производится глушение скважин перед подземным и капитальным ремонтом? Чем проводят глушение скважин? Как производится операция?

Ответ.

В целях предупреждения открытого фонтанирования. Глушение скважин— процесс создания в сква­жине такого давления, при котором исключается нефтегазоводопро-явление (НГВП). НГВП возникает тогда, когда давление пластовых флюидов больше, чем давление в скважине. Процесс глушения пред­ставляет собой процесс замещения скважинной жидкости на специ­ально приготовленную жидкость глушения ЖГ с определенной плот­ностью. Наибольшее распространение получили соли хлористого натрия «Галита» (NaCl) так как имеют наименьшую стоимость и доступность по сравнению с другими солями. Хлористый натрий обычно используют для приготовления жидкости глушения до плотности 1,18 г/см³. Для приготовления более плотных жидкостей плотностью от 1,18 до 1,30 г/см³ используют хлористый кальций (CaCl₂). Для получения жидкостей глушения плотностью более 1,30 г/см³ используют карбонат калия (поташ), а также другие соли или их смеси.

Вопрос № 35.

Какие надписи нанесены на дверях помещения АГЗУ? Насосного блока? На помещении АГЗУ нанесена надпись: «А/В – I а» – расшифровать каждую букву и цифру.

Ответ.

На дверях помещения АГЗУ нанесены следующие надписи:

-- АГЗУ, номер кустовой площадки;

-- «огнеопасно», класс взрывоопасности помещения;

-- «перед входом в помещение АГЗУ проветрить не менее 20 минут»;

-- ответственное лицо за кустовую площадку;

-- номер контактного телефона диспетчера цеха (участка).

На дверях помещения насосного блока гребёнки (БГ) нанесены следующие надписи:

-- «огнеопасно», класс взрывоопасности помещения.

На помещении автоматизированной групповой замерной установки (АГЗУ) нанесённая надпись «А/В-I а» означает:

-- А – категория взрывоопасной и пожарной опасности помещения;

-- В – взрывоопасное помещение;

-- I а – зона в помещении, где взрывоопасные смеси образуются только при авариях и неисправностях.

Вопрос № 36.

Какие действия необходимо выполнить перед входом в помещение автоматизированной замерной установки (АГЗУ)?

Ответ.

Перед входом в помещение автоматизированной замерной установки (АГЗУ) необходимо выполнить следующие действия:

-- включить принудительную вытяжную систему;

-- открыть дверь помещения;

-- произвести замеры загазованности воздуха в помещении автоматизированной замерной установки (АГЗУ);

-- при необходимости открыть дверь второго выхода.

Вопрос № 37.

Что такое «ПСМ», для чего предназначен «ПСМ»?

Ответ.

«ПСМ» – переключатель скважин многоходовой. Предназначен для проведения текущего замера дебита скважины.

Вопрос № 38.

Какие виды уровнемера в скважине используете? Принцип работы «Эхолота»?

Ответ.

При исследовании динамического Нд или статического Нст уровней скважины используются уровнемеры моделей «Судос-мини», «Судос-мини 2», «Судос-мини 2 автомат». Принцип работы уровнемера (эхолота) заключается в отражении эха от уровня жидкости, находящейся в затрубном пространстве эксплуатационной колонны добывающей скважины.

Вопрос № 39.

Какие риски промышленной безопасности возникают при обходе трубопровода в зимнее время (спросили у трубопроводчика, но такие, же вопросы могут задать любому)?

Ответ.

При обходе трубопровода в зимнее (холодное) время возникает риск промышленной безопасности:

-- обморожение частей тела;

-- потеря или частичная потеря зрения от отражения ярких лучей солнца от снега.

Вопрос № 40.

Какой документ выдают исполнителям при производстве огневых (газоопасных) работ?

Ответ.

При производстве огневых (газоопасных) работ исполнителям выдаётся наряд-допуск к огневым (газоопасным) работам с ознакомлением инструктажа рабочих под роспись.

Вопрос № 41.

Кто даёт команду о начале производства сварочных работ?

Ответ.

Команду на производство сварочных работ даёт лицо ответственное за производство данного вида работ.

Вопрос № 42.

Кто производит замер загазованности воздушной среды при производстве огневых и газоопасных работ?

Ответ.

Замер загазованности воздушной среды при производстве огневых и газоопасных работ производит лицо, прошедшее в установленном порядке обучение по работе с приборами для замера загазованности и имеющее соответствующее квалификационное удостоверение.

Вопрос № 43.

Меры безопасности при работе с ППУ? Какие средства индивидуальной защиты применяются при пропарке? Расскажите порядок выполнения действий при отпарке замороженного участка трубопровода от линейной задвижки скважины до обратного клапана АГЗУ?

Ответ.

ППУ – передвижная паровая установка (промысловая) представляет собой комплект агрегатов и оборудования, необходимого для получения сухого пара с температурой от + 179 ° С до + 310 ° С при давлении от 1 МПа (10 кгс/см²) до 9,81 МПа (100 кгс/см²).

Запрещается пропаривание оборудования, которое не обесточено. Категорически запрещается устанавливать ППУ под силовыми и осветительными электролиниями.

Общие понятия. Прикосновение к частям электроустановок, находящимся под напряжением, может вызвать поражение электрическим током. Так, например, ток силой 20 – 25 мА (0,02 – 0,025 А) парализует мышцы человека и лишает его возможности самому оторваться от контакта с частями электроустановки, находящимися под напряжением. При токах силой 50 – 100 мА сердце начинает работать аритмично, нормальная циркуляция крови нарушается и через 1 – 2 секунды у потерпевшего прекращаются сердцебиение, пульс и дыхание. Если за это время не будет оказана первая помощь, и не проведено искусственное дыхание, возможна смерть потерпевшего.

Основными причинами поражения электрическим током являются прикосновения к токоведущим частям электрооборудования, нормально находящимся под напряжением, и прикосновения к частям электрооборудования нормально не находящимся под напряжением, но которые могут случайно оказаться под напряжением при замыкании на них одной из фаз сети в результате повреждения изоляции проводов, обмоток электрических машин, кабелей и тому подобное.

Для предохранения персонала от прикосновения к неизолированным токоведущим частям, находящимся под напряжением, применяют сетчатые ограждения, барьеры, кожухи и другие средства, рекомендуемые правилами техники безопасности.

При прикосновении к частям электроустановок, которые не должны находиться под напряжением, но могут случайно оказаться под напряжением в результате повреждения изоляции токоведущих частей или по другим причинам, принимаемые меры защиты от поражения электрическим током зависят от того, как работает электрическая сеть – с глухозаземлённой или с изолированной нейтралью. В сетях с глухозаземлённой нейтралью – нейтраль трансформатора (нулевая точка обмоток, соединённых в звезду) присоединена к заземляющему устройству; в сетях с изолированной нейтралью – нейтраль трансформатора к заземляющему устройству не присоединена (то есть, изолирована от земли).

Электроустановки напряжением до 1000 В переменного тока могут быть как с глухозаземлённой, так и с изолированной нейтралью; постоянного тока – с глухозаземлённой или изолированной средней точкой. В четырёхпроводных сетях переменного тока и трёхпроводных сетях постоянного тока глухое заземление нейтрально или средней точки обязательно.

Для защиты от поражения электрическим током при прикосновении к частям электрооборудования, нормально не находящимся под напряжением, но могущими оказаться под напряжением при повреждении изоляции или по другим причинам, применяют защитные зануление, заземление и отключение.

Защитное зануление. В сетях с глухозаземлённой нейтралью замыкание одной из фаз на землю или на проводник, соединенный с глухозаземлённой нейтралью, является однофазным коротким замыканием. Если замыкание произошло на корпус электрооборудования, не связанного с землёй, то человек, стоящий на земле и прикоснувшийся к этому электрооборудованию, окажется под полным фазовым напряжением и через него пройдёт ток однофазного замыкания. Для предупреждения возможности поражения электрическим током при замыкании на корпус повреждённый участок должен быть отключён от сети в возможно короткий срок, чтобы ограничить до минимума время, в течение которого это оборудование будет представлять опасность для персонала. В этих целях в сетях с глухозаземлённой нейтралью применяют защитное зануление.

Защитным занулением называется преднамеренное металлическое соединение с глухозаземлённой нулевой точкой (нейтралью) трансформатора в сетях переменного тока и с глухозаземлённой средней точкой источника электроснабжения в трёхпроводных сетях постоянного тока частей электроустановок, нормально не находящихся под напряжением, но которые могут случайно оказаться под таковым. Соединение это выполняют проводником, который называется зануляющим, или нулевым защитным проводником. При замыкании одной из фаз на корпус