Меры безопасности при эксплуатации скважинного прибора

Поскольку разрабатываемый канал входит в состав комплексной геофизической аппаратуры, то меры безопасности для этого канала те же, что и у аппаратуры

Меры безопасности при эксплуатации скважинного прибора по техническому описанию:

1) Эксплуатация аппаратуры, а также работы, выполняемые при калибровке и поверке, должны производиться в соответствии с Инструкцией по эксплуатации с соблюдением “Правил безопасности в нефтяной промышленности”, утвержденным Госгортехнадзором 31.01.74. и “ Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей”, утвержденных Госгортехнадзором 12.04.69.

2) К работе с аппаратурой должны допускаться лица, сдавшие экзамен по технике безопасности и изучившие Инструкцию по эксплуатации.

3) Меры безопасности при калибровке и поверке дозиметрических приборов должны соответствовать требованиям норм радиационной безопасности (НРБ-76), утвержденным Минздравом РФ , и требованиям МИ 1778-87.

4) Лица, постоянно работающие или временно привлекаемые к работам с источниками ионизирующего излучения (категория “А”), должны руководствоваться действующими санитарными правилами работы с радиоактивными веществами и другими источниками ионизирующих излучений (ОСП-72.80), утвержденными Минздравом РФ, и быть допущенными к работе с источниками ионизирующих излучений.

5) Аппаратура транспортабельна в обычных условиях, не имеет элементов пожаро- и взрывоопасности, не оказывает вредного воздействия на человека и окружающую среду.

6) Во избежание поражения электрическим током при эксплуатации аппаратуры броня геофизического кабеля должна быть заземлена.

7) Перед подключением скважинной аппаратуры к кабелю необходимо проверить сопротивление изоляции между кабелем и кабельным наконечником. Сопротивление изоляции должно быть не менее 30 Мом [7].

8.3 Правила эксплуатации, хранения и транспортировки

Для сохранения аппаратуры и поддержания ее в работоспособном состоянии необходимо соблюдать правила эксплуатации, хранения и транспортировки:

1) Упакованные модули могут транспортироваться любым видом транспорта, на любые расстояния при температуре не ниже минус 50 °С (группа С по ГОСТ 15150-69).

2) Упакованные модули должны храниться в закрытых сухих проветриваемых помещениях при температуре от 1°С до 40°С, относительной влажности воздуха не более 80% при температуре 20°С при отсутствии в окружающей среде паров кислот, щелочей и прочих агрессивных смесей (группа Л по ГОСТ 15050-69).

3) При эксплуатации модули должны храниться в составе аппаратуры геофизической станции или в помещении на специальной стойке в условиях.

4) При транспортировке и хранении модули не должны подвергаться ударным воздействиям.

5) Стыковочные узлы модулей необходимо содержать в чистоте, защищенными от механических воздействий.

6) Уплотнительные кольца и резьбовые соединения модулей при сборке должны быть очищены от механических частиц и покрыты тонким слоем смазки ЦИАТИМ-221 (по ГОСТ 9433-80).

7) По окончании работы на скважине необходимо промыть модули бензином с маслом или дизтопливом, наружные поверхности протереть насухо.

Заключение

В данном дипломном проекте решалась задача разработки канала для комплексной скважинной аппаратуры. В результате спроектирован двухканальный модуль, предназначенный для преобразования в цифровые коды температуры флюида и содержания воды в нефти.

В проекте дан обзор и анализ методов измерения температуры и влагосодержания. Приведены структурная и принципиальная схемы устройства, разработана конструкция первичных преобразователей, дано описание устройства канала. Выполнен анализ и выбор математических моделей измерительных каналов, а также анализ погрешностей разрабатываемого модуля.

В целом разработанный модуль для измерения температуры флюида и содержания воды в нефти удовлетворяет метрологическим характеристикам и условиям эксплуатации.

Список используемых источников

1. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А., Африкян А.Н. Промысловая геофизика: Учеб. для вузов. Под ред. д. г.-м. н. В.М. Добрынина, к.т.н. Н.Е. Лазуткиной – М.: ФГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. – 400 с. ил.

2. Кривко Н.Н. Аппаратура геофизических исследований скважин: Учеб. для вузов. – М.: Недра, 1991. – 384 с.: ил.

3. М.А. Берлинер. Измерения влажности: Изд. 2-е перераб. и доп. – М.: «Энергия», 1973. – 400 с.: ил.

4. Григорьев Ю.И. Геофизические исследования скважин: Учеб. для вузов/ Под. ред.Е.В. Каруса. – М.: Недра, 1980. – 398 с.

5. Куликовский К.Л., Купер В.Я. Методы и средства измерений: Учеб. пособие для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1986. – 448 с.

6. BetaTHERM. Temperature sensors, discrete NTC thermistor elements and custom probe assemblies: Catalog. Ireland, 1996. – 33 p.

7. Комплексная скважинная аппаратура контроля технического состояния скважин и разработки нефтяных месторождений ГеоПАЛС КСП16. Техническое описание и инструкция по эксплуатации, 2008. – 19 с.

8. Редькин П.П. Микроконверторы фирмы Analog Devices в микропроцессорных приборных комплексах: Учеб. пособие/ П.П. Редькин, А.Б. Виноградов. – Ульяновск: УлГТУ, 2005. – 316 с.