Добыча нефти и газа

Вес СК-13850 кг, номинальная нагрузка на полир. шток -8000кгс

Максимальная длина хода полированного штока - 3,5м, номинальный крутящий момент на выходном валу - 4000кгс , мощность двигателя - 30 Квт, число качаний балансира - 5-12 кач\мин.

5. СК -10-3-4000 Вес СК-1420 кг, номинальная нагрузка на полир. шток -10000 кгс

Максимальная длина хода полированного штока - 3 м, номинальный крутящий момент на выходном валу - 4000кгс , мощность двигателя - 37 Квт, число качаний балансира - 5-12 кач\мин.

6. ПНШ - 80-3-5500

Вес СК-16500 кг, номинальная нагрузка на полир. шток -8000кгс

Максимальная длина хода полированного штока - 3 м, номинальный крутящий момент на выходном валу - 5500кгс , мощность двигателя - 30 Квт, число качаний балансира - 3-8,5 кач\мин.

7.ПНШ-80-3-40

Вес СК-12400 кг, номинальная нагрузка на полир. шток -8000кгс

Максимальная длина хода полированного штока - 3 м, номинальный крутящий момент на выходном валу - 4000кгс , мощность двигателя - 22 Квт, число качаний балансира - 4,3-6 кач\мин.

8. СКС-8-3,4-4000

Вес СК-11900 кг, номинальная нагрузка на полир. шток -8000кгс

Максимальная длина хода полированного штока - 3 м, номинальный крутящий момент на выходном валу - 4000кгс , мощность двигателя - 22 Квт, число качаний балансира - 4,4-11,2 кач\мин.

9. СКД - 6-2,5-2800

Вес СК-7280 кг, номинальная нагрузка на полир. шток -6000кгс

Максимальная длина хода полированного штока - 2,5 м, номинальный крутящий момент на выходном валу - 2800кгс , мощность двигателя - 18,5 Квт, число качаний балансира - 5-14 кач\мин.

10. СКБМ-80-3-40Т

Вес СК-11950 кг, номинальная нагрузка на полир. шток -8000кгс

Максимальная длина хода полированного штока - 3 м, номинальный крутящий момент на выходном валу - 4000кгс , мощность двигателя - 22 Квт, число качаний балансира - 2,7-8,5 кач\мин.

3. Динамометрирование УШГН (назначение, приборы, основные параметры работы УШГН, определяемые по динамомграммам)

Ответ:

Снятие диаграммы нагрузки на полированный шток в зависимости от хода называется динамометрией ШСНУ. Она осуществляется силоизмерительным регистрирующим прибором - динамометром.

В управлении процессом глубинно-насосной добычи нефти важнейшим источником информации о работе насоса являются данные динамометрирования, которые следует увязывать с типоразмерами спущенного в скважин оборудования, с характеристикой СК, глубиной спуска насоса и динамическим уровнем, дебитом скважины, обводнённостью и т.д.

Посредством динамометрирования можно определить негерметичность НКТ, негерметичность клапанов, обрыв (отворот) штанг, низкая (высокая) посадка плунжера, влияние газа, фонтанные проявления скважины, приближенно определить местонахождение Н(динамич.) и т.д. В нефтепромысловой практике Когалымского региона широко используют следующие типы динамографов:

-портативный «СИДДОС-01» с кабельным подключением,

-моноблочный «СИДДОС- автомат» без кабельного подключения,

-«СИДДОС интегрированный мобильный комплекс «СИАМ-МАСТЕР» на базе а/м «НИВА»

Динамограмма работы ШГН представляет собой запись усилий в точке подвеса штанг в функции перемещения этой точки.

Простейшая теоретическая динамограмма представляет собой параллелограмм, расположенный в двух осях координат: ось X - это перемещение S, ось У - это нагрузка Р.



1. Участок а-б характеризует растяжение штанг.

В начале хода в верх (т. а) нагнетательный клапан на плунжере закрывается, масса столба жидкости передается на штанги, снимаясь с труб. Штанги под влиянием этой нагрузки удлиняются (до т. б), трубы сокращаются.

2. Участок б-в характеризует ход плунжера вверх.

Деформация штанг прекратилась, плунжер перемещается на величину (б-в), приемный клапан открывается, нагнетательный клапан закрыт.

3. Участок в-г характеризует сжатие штанг.

В начале хода вниз (т. в) нагнетательный клапан открывается, приемный закрывается, штанги разгружаются и сокращаются в длине, трубы нагружаются и удлиняются (до т. г), жидкость не нагнетается.4. Участок г-а характеризует ход плунжера вниз.

Деформация НКТ прекратилась, плунжер перемещается на длину (в-а), нагнетательный клапан открыт, приемный закрыт, штанги разгружены, трубы нагружены.

Реальная динамограмма всегда отличается от теоретической.

Превышение пунктира над линией б-в означает появление дополнительных нагрузок, связанных с инерцией системы и трением, этим же объясняется снижение пунктирной линии по отношению к линии г-а при ходе вниз.

Смещение точек б и г вправо означает пропуски в нагнетательной части насоса. Пропуск в нагнетательной части приводит к заполнению объема цилиндра, высвобождаемого плунжером, перетекающей жидкостью и, таким образом, создает на плунжер подпор снизу.

При пропуске в приемной части (всасывающий клапан) точки б и г смещаются влево. Утечки в приемной части раньше времени снимают подпор плунжера снизу и штанги воспринимают вес жидкости быстрее.

Так же, на динамограмме отражается вредное влияние газа. В этом случае переход от точки в к линии а-г происходит плавно, что означает сжатие газа в цилиндре под плунжером.

При возникновении колебательных нагрузок динамограмма может приобрести очень сложный вид. Это является результатом наложения на нормальную динамограмму нагрузок, вызванных колебательными процессами в штангах, которые в свою очередь есть результат наложения собственных упругих колебаний штанг и вынужденных колебаний, вызванной работой СК. Так же, на динамограмме находят отражение все дефекты работы СК, главным образом удары и люфты в сочленениях шатунно-кривошипного механизма, в шпонках и зубьях редуктора, сильная затяжка сальника и др.

4. Первая медицинская помощь при поражении электрическим током

Ответ:

При поражении электрическим током необходимо:

- Быстро освободить пострадавшего от действия электрическим током (отключить ту часть электроустановки, которой касается пострадавший, или оторвать пострадавшего от токоведущих частей при помощи одежды, каната, сухой палки, пользуясь диэлектрическими перчатками и калошами);

- Сообщить в скорую помощь или медсанчасть.

- Оценить состояние пострадавшего (находится ли он в сознании, цвет кожных покровов, пульс, дыхание, наличие термических ожогов).

- При отсутствии у пострадавшего пульса или дыхания приступить немедленно к оживлению.(производить искусственное дыхание по способу изо рта в рот или изо рта в нос и наружного массажа сердца за 1 минуту необходимо сделать 12 вдуваний и 60 надавливаний 1-5).

- Обеспечить пострадавшему покой, тепло и не позволять ему двигаться или продолжать работать. До прибытия скорой помощи постоянно контролировать за его состоянием здоровья.

- При наличии открытых обоженных участков тела накрыть их стерильной марлей для предотвращения инфицирования

5. Виды ответственности за нарушения закона в области охраны окружающей среды

Ответ:

Согласно ст. 75 Федерального закона от 10 января 2002 года «Об охране окружающей среды» за нарушение законодательства в области охраны окружающей среды применяется имущественная, дисциплинарная, административная и уголовная ответственность в соответствии с законодательством.

Билет №5

1. Эксплуатация скважин установками электроцентробежных насосов (УЭЦН). Наземное и подземное оборудование УЭЦН. Принцип работы насоса

Ответ:

Электроцентробежные насосы применяются для подачи жидкости из скважины на поверхность с обводненностью продукции до 99%, содержанием КВЧ до 100 мг/л, содержание свободного газа на приеме насоса до 25% по объему (с применением газосепаратора до 55%), водородный показатель попутной воды рН от 6,0 до 8,5.

Конструкция УЭЦН (снизу вверх).

1. Компенсатор - это такая часть установки, которая обеспечивает компенсацию давления масла в двигателе и забойного давления, а также компенсации температурных изменений объема масла и его расхода.

2. Погружной электродвигатель - это такая часть установки, которая обеспечивает насос механической энергией вращения.

3. Протектор - это такая часть установки, которая обеспечивает защиту двигателя от попадания в него пластовой жидкости.

4. Газосепаратор - это такая часть установки, которая помогает свести к минимуму попадание газа в насос (в скважинах с незначительным содержанием свободного газа вместо газосепаратора используется входной модуль).

5. Насос - это такая часть установки, которая обеспечивает подачу жидкости на поверхность.

6. Ловильная головка - это такая часть установки, которая обеспечивает соединение насоса с НКТ.

7. Обратный клапан - служит для предотвращения обратного вращения установки по воздействием столба жидкости, находящейся в НКТ.

8. Сливной клапан - служит для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме установки из скважины.

9. Кабельная линия - это такая часть установки, которая подводит электрическую энергию к двигателю (КПБП 3х16, КРБК).

10. Наземное оборудование (трансформатор ТМПН, станция управления ШГС 5805, СУА) - это оборудование, которое регулирует питание и обеспечивает управление установкой, а также ее защиту от аномальных режимов работы.

В ТПП применяются насосы следующих заводов-изготовителей: «Алнас», «Новомет»,«Борец» Условные обозначения: 203 ЭЦНАКИ5А - 50 - 1550 , где 203 - это конструктивное исполнение, А - производства АО «Алнас», К - коррозионностойкое исполнение, И - износостойкое исполнение, 5А - габаритная группа, 50 - номинальная производительность, мЗ/сут., 1550 - номинальный напор, м.

Насосы подразделяются:

По величине габаритов:

5 - 92 мм, мин. диаметр э/к 123,7 мм.

5А - 103 мм, мин. диаметр э/к 130 мм.

6 - 114 мм, мин. диаметр э/к 148,3 мм.

По номинальной производительности 20, 30, 50, 80, 125, 160, 200 м3/сут. и т.д.

По номинальному напору 1 200, 1 300, 1 550, 1 700 и т.д.

В настоящее время широко применяются комплектные регулируемые привода погружных ЭЦН на основе вентильного электродвигателя (КП ЭЦН-ВД), который состоит из:

Погружного силового оборудования (вентильный электродвигатель ВД22ТМ, ВД32ТМ с регулируемой частотой вращения до 3500 об./мин.).

Погружного измерительного оборудования (телеметрическая система измерений ТМС). Позволяет замерять: температуру двигателя, давление на приеме насоса и вибрацию двигателя по трем координатам.

Наземного оборудования управления (шкаф управления ШУПН-ВД). - См. вопрос 19.

Преимущества КП ЭЦН-ВД:

Оптимизация работы системы «насос-пласт» - возможность регулирования частоты вращения в диапазоне 500-3500 об./мин.

Повышение ресурса работы двигателя, насоса, кабеля: низкие значения температур перегрева обмоток статора, низкие значения минимальной скорости охлаждающей жидкости, низкие значения пусковых и рабочих токов, возможность регулирования подачи насоса за счёт изменения частоты его вращения.

Снижение расхода электроэнергии - высокие значения КПД, COSц и низкие значения рабочих токов.

Станции управления электроцентробежных насосов:

1. Станции управления является частью УЭЦН и предназначен для защиты от аномальных режимов и управления установками погружных электроцентробежных насосов добычи нефти.

2. Станция управления обеспечивает следующие режимы работы УЭЦН:

ручной;

автоматический;

автоматический по временной программе;

автоматический по давлению на приеме насоса (при наличии погружной системы измерения давления и температуры).

3. «Мозговой центр» станции управления - это контроллер.

4. Станция управления измеряет и выдает на дисплей следующие текущие параметры:

сила тока каждой фазы,

напряжение

5. Контроллер защищает двигатель от следующих проблем с нагрузкой:

перегрузка по току,

недогрузка по току (срыв подачи насоса),

дисбаланс токов.

6. Контролируются следующие проблемы, связанные с электропитанием:

повышенное напряжение,

пониженное напряжение,

дисбаланс напряжений.

При наличии дополнительных датчиков возможно контролировать другие неисправности или обеспечить другие способы управления установкой ЭЦН:

высокое давление на устье скважины,

низкое давление на выкидной линии,

обратное вращение насоса,

дистанционное управление.

При наличии погружной системы измерения давления и температуры станция управления обеспечивает следующие защиты при работе УЭЦН:

от снижения давления на приеме насоса ниже заданной величины,

от повышения температуры статора ПЭД выше заданной величины,

от снижения сопротивления изоляции системы «ПЭД-токопровод» ниже ЗОКОм.

7. Станция управления приводов погружных насосов (СУПН-ВД «РИТЭКС») выполнена в виде шкафа с установленными в нем блоками управления и защиты, имеющего две панели: внешнюю со световой индикацией работы, неисправности и технологической паузы и внутреннюю - с индикацией причин отказов.

Работать может как в автоматическом, так и в ручном режиме.

Технологический пульт управления (ТПУ) выполнен на базе портативного компьютера. С помощью ТПУ можно изменять настройку уровней защит, установить или отменить блокировку защит, получить информацию о текущем состоянии параметров агрегатов установки, просмотреть временные графики изменения параметров (температуру двигателя, давление на приеме насоса и вибрацию двигателя по трем координатам).

Принцип работы ЭЦН: За счёт центробежной силы, создаваемой рабочими колёсами центробежного насоса, жидкость нагнетается в НКТ и от туда подаётся на поверхность скважины.

Оператору по добыче разрешается производить только пуск и остановку электропогружных насосов, а также переводить их на автоматическую работу.

Оператор по добыче должен помнить, что станция управления, автотрансформатор и кабель находятся под напряжением, поэтому запрещается открывать двери станции управления, крышку трансформатора, касаться рукой кабеля, идущего от станции управления до устья скважины. Корпусы трансформатора, станции управления, а также броня кабеля и распределительная коробка должны быть заземлены. Обсадная колонна должна быть соединена с заземляющим контуром.

Оператор по добыче имеет право при необходимости остановить скважину поворотом ручки универсального переключателя, установленного на двери станции управления. Оператор по добыче должен снимать показания электроизмерительных приборов, а данные сообщать мастеру и диспетчеру.

2. Типы штанговых глубинных насосов и их характеристики. Основные виды и причины отказов ШГН

Ответ:

Насосы штанговые предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкости:

обводненностью до 99%,

температуры до 130 °С ,

содержанием механических примесей до 1300мг/г, минерализацией воды не более 200г/л,

вязкость не более 0,030 Па* с,

содержанием свободного газа по объему не более 10%,

содержанием сероводорода не более 50 мг/л,

водородный показатель рН от 4,2 до 6,8.

Различают штанговые насосы по двум видам, это НВ (вставные) и НН (невставные).

Вставной насос в собранном виде спускается в скважину на колоне штанг и закрепляется на НКТ с помощью замковой опоры.

Невставной насос, а именно цилиндр спускают в скважину на НКТ, а плунжер на насосных штангах.

Насосы вида НН рекомендуется использовать при малых глубинах (менее 1400), а вида НВ на больших (более 1400).

Штанговые глубинные насосы бывают 5-ти типов:

1. НВ - 1 с замком вверху,

2. НВ - 2 с замком внизу,

3. НН - невставной без ловителя.

4. НН-1 - не вставной с захватным штоком (вязкость до 25мПа*с, КВЧ не 0,05%),

5. НН-2 - не вставной с ловителем (вязкость до 25мПа*с, КВЧ не 0,05%).

Выпускают насосы следующих конструктивных исполнений:

По цилиндру:

Б - с толстостенным цельным (безвтулочным) цилиндром;

С - с составным (втулочным) цилиндром.

Специальные:

Т - с полным (трубчатым) штоком для подъема жидкости по каналу колонны трубчатых штанг;

А - со сцепляющим устройством (только для насосов типа НН), обеспечивающим сцепление колонны насосных штанг с плунжером насоса;

Д1 - одноступенчатые, двухплунжерные для создания гидравлического тяжелого низа;

Д2 - двухступенчатые, двухплунжерные, обеспечивающие двухступенчатое сжатие откачиваемой жидкости;

У - с разгруженным цилиндром (только для насосов типа НН2), обеспечивающим снятие с цилиндра технической нагрузки при работе.

Насосы всех исполнений, кроме Д1 и Д2, одноступенчатые, одноплунжерные.

По стойкости к среде:

без обозначения -- стойкие к среде с содержанием механических примесей до 1.3 г/л - нормальные;

И - стойкие к среде с содержанием механических примесей более 1.3 г/л -- абразивостойкие.

К техническим характеристикам относятся: напор насоса, диаметр плунжера, длина хода плунжера, группа посадки.

Условные обозначения.

НВ1Б - 32 - 30 -12 - 2 - НВ - насос вставной, 1- замок на верху, Б - безвтулочный цилиндр, 32 - условный диаметр плунжера в мм, 30 - длина хода плунжера х100 м, 12 - напор х100 м, 2- группа посадки.

НН2Б - 44 - 18 - 15 - 2 - НН - насос невставной, 2 - с ловителем, 44 - условный диаметр плунжера в мм, 18 - длина хода плунжера х100 м, 15 - напор х100 м, 2 - группа посадки.

Группа посадки - это зазор в плунжерной паре насоса ШГН (выбирается в зависимости от наличия и количества мех. примесей в добываемой жидкости). Существуют четыре группы посадки:

0 - с зазором до 0,045мм;

1 - с зазором от 0,01 до 0,07 мм;

2 - с зазором от 0,06 до 0,12 мм;

3 - с зазором от 0,11 до 0,17 мм

Замковые опоры к насосам подразделяются на механические и конусные верхнего и нижнего исполнения.

Производительность насоса в процессе работы регулируется длиной хода плунжера и числом качаний СК.

Основные виды и причины отказов ШГН - это клин насоса, обрыв штанг, отворот штанг, негерметичность НКТ, негерметичность приёмного и нагнетательного клапанов из за разрушения или попадания механических примесей, большое содержание АСПО на внутренней поверхности НКТ, сквозная коррозия корпуса насоса и т.д.

3. Обслуживание скважин, оборудованных УШГН

Ответ:

Оператор по добыче нефти и газа должен иметь группу I группу по электробезопасности. Ему разрешается производить только пуск и остановку скважинной штанговой насосной установки. Обслуживание электрооборудования данной установки осуществляется электротехническим персоналом.

Набивку уплотнителя устьевого сальника допускается производить без сброса давления в скважине, но перед этим необходимо установить специальный зажим, удерживающий крышку сальника на полированном штоке.

При крайнем нижнем положении головки балансира расстояние между траверсой подвески сальникового штока или штангодержателем и верхней плоскостью грундбуксы должно быть не менее 20 см.

На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением станков-качалок вблизи пускового устройства на видном месте должна быть укреплена табличка с надписью “Внимание! Пуск автоматический”.

Перед осмотром оборудования периодически работающей скважины с автоматическим, дистанционным или ручным пуском электродвигатель должен отключаться, контргруз должен быть опущен в нижнее положение и заблокирован тормозным устройством, а на пусковом устройстве вывешен плакат “Не включать, работают люди”.

Перед пуском станка-качалки необходимо убедиться в том, что:

редуктор станка не заторможен;

заземление рамы насосной установки, электродвигателя, станции управления, площадки обслуживания в исправности;

заграждения установлены;

на движущихся частях нет посторонних предметов;

в опасной зоне нет людей.

Во время работы станка-качалки запрещается:

производить ремонт, чистку, смазку или крепление каких-либо узлов;

снимать ограждения или их части;

тормозить движущиеся части механизмов подкладыванием труб, ваг и других предметов, а также непосредственно руками или ногами;

находиться под балансиром станка-качалки.

Включать и отключать электродвигатель станка-качалки следует в диэлектрических перчатках.

4. Первая медицинская помощь при обморожениях

Ответ:

Прежде всего, надо согреть обмороженную область. Конкретные способы зависят от обстановки. Пострадавшего доставить в помещение. Если есть возможность, то отогреть отмороженную область в ванне с водой, температуру которой постепенно повышайте от 36 до 40 °С в течение 15 мин. Одновременно массировать конечность от периферии к центру. Через 30 мин кожу насухо вытереть и обработать спиртом, наложить сухие стерильные повязки с толстым слоем ваты снаружи.

При отморожении лица и ушных раковин разтереть их чистой рукой или мягкой тканью до порозовения, обработать спиртом и вазелиновым маслом. Нельзя для растирания пользоваться снегом. Он вызовет повреждение поверхностного слоя кожи.

Наряду с местными мероприятиями необходимо согреть пациента, напоив его горячим чаем и укутав одеялом. Если отморожение сопровождается появлением пузырей и некрозом, обязательно госпитализировать пострадавшего.

5. Несоответствия и корректирующие действия в области промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды

Ответ:

Несоответствие - может быть любым отклонением от:

- применимых рабочих стандартов, практик, процедур, законодательных требований и т.п.

- требований системы менеджмента OH&S

Корректирующее действие - предпринятое для устранения причин обнаруженного несоответствия или другой нежелательной ситуации.

Примечание 1: Несоответствие может быть вызвано несколькими причинами.

Примечание 2: Корректирующее действие предпринимается с целью предотвращения события, тогда как предупреждающее действие - для предотвращения возникновения события.

Билет №6

1. Основные способы эксплуатации нефтяных скважин (перечислить, кратко охарактеризовать). Фонтанная арматура (назначение, схемы, типоразмеры)

Ответ:

Существуют следующие способы эксплуатации нефтяных скважин:

- Фонтанный способ эксплуатации скважин - величины пластовой энергии достаточно, для подъёма жидкости (нефти) на поверхность. Т.е. забойное давление выше гидростатического.

После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии переходят на механизированные способы эксплуатации скважин, при котором вводят дополнительную энергию извне (с поверхности).

- Газлифтный способ эксплуатации - при котором закачивают попутный газ в затрубное пространство скважины. Газ проходя через перепускной клапан, на определённой глубине, поднимается вверх и увлекает за собой жидкость (нефть). На поверхности газ отделяется от нефти и повторно опять закачиватся в скважину.

- Механизированная (насосная) эксплуатация нефтяных скважин - когда жидкость (нефть) поднимается из скважины с помощью погружных насосов УШГН, УЭЦН, винтовые насосы.

Фонтанная арматура - предназначена для герметизации устья фонтанирующих скважин. Изготавливается по тройниковой схеме для подвески одного или двух подъемных НКТ на резьбовой подвеске патрубка. В качестве запорного устройства в арматуре является прямоточная задвижка ЗМС1 с затвором, герметичность которого обеспечивается полным контактом шибера с седлами.

Для регулирования дебита скважины ФА оснащают дросселем регулируемого типа.

На боковых отводах елки и трубной головки предусмотрены отверстия для подачи ингибиторов в затрубное пространство и в ствол елки, карманы для замера температуры среды, вентилей для замера давления.

Фонтанные арматуры подразделяются на разные рабочие давления и условный проход, так:

АФК-65*14

Техническая характеристика:

1.	Условный проход ствола, боковых струн, мм	65
2.	Рабочее давление, МПа	14

Рис. Арматура устьевая фонтанная АФК(Ш) - 65(80, 100)х21(14, 35) К1(К2)

Область применения, для чего предназначено изделие

Арматура предназначена для герметизации устья нефтяных скважин, регулирования режима их эксплуатации, установки и присоединения устройств для исследования скважин и проведения технологических операций.

Арматура оснащена надежными, легкоуправляемыми и высокогерметичными задвижками ЗД. В качестве регулирующего органа (АФКШ) применятся дисковая штуцерная задвижка ЗДШ предназначенная для ступенчатого регулирования расхода жидкости. Отсутствие свободного объема в задвижках этого типа исключает возможность попадания и замерзания воды в корпусе задвижки. Используемые сплавы и материалы обеспечивают высокую стойкость против износа и коррозии.Климатическое исполнение устьевой арматуры УХЛ1(ХЛ1) по ГОСТ 15150-69.Предельные значения рабочих температур окружающего воздуха от +40 до -60 ?С.

Краткие технические характеристики

Рабочее давление, Рн, МПа (кгс/см?)	14 (140), 21 (210), 35 (350)
Условный проход Dн, мм	Ствола елки	65, 80, 100
	Боковых отводов	50, 65, 80, 100
	Боковых отводов трубной головки	50, 65
Присоединительная резьба	к насосно-компрессорным (лифтовым) трубам	НКТ73, НКТ89, НКТ102, НКТ114 ГОСТ 633-80
	к обсадным трубам*	Обс.146,168, ОТТМ 146,168 ГОСТ 632-80
Стойкость к воздействию скважинной среды	К1, К2 ГОСТ 13846-89
Температура рабочей среды, не более, ?С	120

2. Конструкция УЭЦН, типоразмеры. Основные виды и причины отказов УЭЦН

Ответ:

Электроцентробежные насосы применяются для подачи жидкости из скважины на поверхность с обводненностью продукции до 99%, содержанием КВЧ до 100 мг/л, содержание свободного газа на приеме насоса до 25% по объему (с применением газосепаратора до 55%), водородный показатель попутной воды рН от 6,0 до 8,5.

Конструкция УЭЦН (снизу вверх):

Компенсатор - это такая часть установки, которая обеспечивает компенсацию давления масла в двигателе и забойного давления, а также компенсации температурных изменений объема масла и его расхода.

Погружной электродвигатель - это такая часть установки, которая обеспечивает насос механической энергией вращения.

Протектор - это такая часть установки, которая обеспечивает защиту двигателя от попадания в него пластовой жидкости.

Газосепаратор - это такая часть установки, которая помогает свести к минимуму попадание газа в насос (в скважинах с незначительным содержанием свободного газа вместо газосепаратора используется входной модуль).

Насос - это такая часть установки, которая обеспечивает подачу жидкости на поверхность.

Ловильная головка - это такая часть установки, которая обеспечивает соединение насоса с НКТ.

Обратный клапан - служит для предотвращения обратного вращения установки по воздействием столба жидкости, находящейся в НКТ

Сливной клапан - служит для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме установки из скважины.

Кабельная линия - это такая часть установки, которая подводит электрическую энергию к двигателю.

Наземное оборудование (трансформатор, станция управления) - это оборудование, которое регулирует питание и обеспечивает управление установкой, а также ее защиту от аномальных режимов работы.

В ТПП применяются установки следующих заводов-изготовителей:

Отечественные: Алнас, Борец, Новомет, Лемаз.

Импортные: Reda, ESR, Temtex, Centrilift.

Условные обозначения:

203 ЭЦНАКИ5А - 50 - 1550

203 - конструктивное исполнение

А - производства АО «Алнас»

К - коррозионностойкое исполнение

И - износостойкое исполнение

5А - габаритная группа

50 - номинальная производительность, м3/сут

1550 - номинальный напор, м

Насосы подразделяются:

1) по величине габаритов:

5 - d=92мм, мин.диаметр э/к 123,7мм.

5А - d=103мм, мин.диаметр э/к 130мм.

6 - d=114мм, мин.диаметр э/к 148,3мм.

по номинальной производительности в основной массе 20,30,50,80,125,160,200

по номинальному напору в основной массе 1200,1300,1550,1700

Основные виды и причины отказов УЭЦН:

- снижение изоляции кабеля

- снижение изоляции двигателя

- обрыв НКТ

- клин вала насоса

- засорение приёма насоса механическими примесями

- негерметичность НКТ и как следствие перегрев ПЭД

- неправильный подбор оборудования к скважине

- бесконтрольная эксплуатация установки.

3. Технология испытания НКТ и эксплуатационных колонн на герметичность

Ответ:

Испытание НКТ на герметичность:

По окончанию ремонта скважины, оборудованной УШГН или УЭЦН, составляется акт на опрессовку колонны НКТ избыточным давлением. Колонна НКТ на скважинах оборудованных УШГН опрессовывается агрегатом типа ЦА-320, нагнетательная линия подбивается непосредственно к колонне НКТ, устьевая арматура при этом должна быть разобрана, дабы исключить воздействие избыточного давления на устьевой сальник. Допускается опрессовка колонны НКТ самой установкой ШГН в случае если расчетное давление опрессовки меньше или равно 4 МПа. Колонну НКТ на скважинах оборудованных УЭЦН при отсутствии агрегата типа ЦА-320 допускается опрессовывать непосредственно самой установкой ЭЦН. Необходимое давление опрессовки рассчитывается технологом ЦДНГ и должно быть равно величине максимальной разницы между давлением внутри НКТ и давлением в затрубном пространстве (испытываемой нижней частью колонны НКТ погруженной под динамический уровень при выводе на режим и эксплуатации скважины с данной установкой) за вычетом величины гидростатического давления создаваемого жидкостью глушения в колонне НКТ при наличии статического уровня. Допустимым считается падение давления до 0,5 МПа за 5 минут.

При падении давления более, чем на 0,5 МПа за 5 минут ИТР ЦДНГ (ст.технолог, зам.начальника ЦДНГ) и ИТР ЦПКРС (мастер бригады, старший мастер) определяют возможную причину не герметичности колонны НКТ и принимают решение по подъёму колонны НКТ для поиска не герметичности, либо по проведению промывки клапанов УШГН (обратного клапана УЭЦН) через затрубное пространство, либо по пробному запуску установки в работу с составлением гарантийного письма (только для подрядных ремонтных организаций).

Испытание эксплуатационных колонн на герметичность:

При проведении капитального ремонта скважин производят испытание эксплуатационных колонн на герметичность методом:

- снижения уровня в скважине

- опрессовка на избыточное давление

Снижение уровня в скважине призводят путём закачки инертного газа (азота) в затрубное пространство скважины, выдувая скважину под башмак НКТ. Скважину оставляют на восстановление уровня. Эксплуатационная колонна считается герметичной, если уровень в скважине, после снижения уровня за 12часов, не изменился.

Для опрессовки эксплуатационной колонны избыточным давлением, предварительно спускают в скважину пакер, который герметизирует затрубное пространство. Затем производят закачку жидкости, с помощью ЦА-320 в затрубное пространство для набора давления. Эксплуатационная колонна считается герметичной, если за 30 мин. давление упало не более чем на 5 атм.

4. Первая медицинская помощь при тепловых ударах

Ответ:

Тепловой удар - состояние, которое возникает при перегреве организма в результате длительного влияния высокой температуры внешней среды. К перегреву приводят высокая температура воздуха, слишком теплая одежда (особенно из искусственной ткани), что задерживает испарение влаги из поверхности тела, физическая нагрузка, а также недостаток влаги в организме (если человек мало пьет).

Перегрев сопровождается вялостью, быстрой усталостью, головокружением, головной болью, сонливостью. Дыхание затрудняется, температура тела повышается до 40 градусов. Если не устранить причины перегрева, наступает тепловой удар: больной теряет сознание, падает, лицо бледное, кожа потеет.

Прямые солнечные лучи могут повлечь солнечный удар. Его первые признаки: покраснение лица, сильная головная боль. Потом появляется тошнота, головокружение, потемнение в глазах, одышка, ухудшается сердечная деятельность.

Первая помощь при тепловом и солнечном ударах заключается в применении таких мероприятий: нужно обеспечить поступление свежего воздуха, вывести человека в тень; на голову, участок паховины, подколенные ямки положить холодные компрессы; дать человеку пить, облить его холодной водой, обвернуть его влажной простыню; полезный прохладный душ и ванна; если человек потерял сознание, нужно дать понюхать ватку, смоченную раствором аммиака.

Нужно следить, чтобы голова была выше тела. При блевоте ее отворачивают на бок, чтобы блевотные массы не попали в дыхательные пути.

Чтобы избежать теплового и солнечного удара, надевайте на голову панамку, светлую одежду. Важно придерживаться питьевого режима. Вместо простой воды готовьте подслащенный или подкисленный чай, подсоленную воду. В жару отдавайте предпочтение овощным блюдам, кисломолочным продуктам.

Если при тепловом или солнечном ударе останавливается дыхание и не прощупывается пульс, нужно сразу сделать искусственную вентиляцию легких и закрытый массаж сердца. И, конечно, вызвать «скорую помощь

5. Дайте определение термину «Опасность»

Ответ:

Источник, ситуация или действие, которые потенциально могут нанести вред человеку или привести к ухудшению здоровья или сочетанию перечисленного.

Билет №7

1. Режимы эксплуатации месторождений (перечислить, кратко охарактеризовать)

Ответ:

Совокупность всех естественных и искусственных факторов, определяющих процессы, проявляющиеся в пористом пласте при его дренировании системой эксплуатационных и нагнетательных скважин, принято называть режимом пласта. Выделяют пять режимов:

§ водонапорный (естественный и искусственный),

§ упругий,

§ газонапорный (режим газовой шапки),

§ режим растворенного газа,

§ гравитационный.

Водонапорный режим:

При этом режиме фильтрация нефти происходит под действием давления краевых или законтурных вод, имеющих регулярное питание (пополнение) с поверхности за счет талых или дождевых вод или за счет непрерывной закачки воды через систему нагнетательных скважин.

Упругий режим:

При этом режиме вытеснение нефти происходит под действием упругого расширения самой нефти, окружающей нефтяную залежь воды и скелета пласта. Обязательным условием существования этого режима (как и водонапорного) является превышение пластового давления над давлением насыщения (Pпл > Pнас). Пласт должен быть замкнутым, но достаточно большим, чтобы его упругой энергии хватило для извлечения основных запасов нефти.

Режим газовой шапки:

Этот режим проявляется в таких геологических условиях, при которых источником пластовой энергии является упругость газа, сосредоточенного в газовой шапке. Для этого необходимо, чтобы залежь была изолирована по периферии непроницаемыми породами или тектоническими нарушениями. Законтурная вода, если она имеется, не должна быть активной. Нефтяная залежь должна находиться в контакте с газовой шапкой. При таких условиях начальное пластовое давление будет равно давлению насыщения, так как дренирование залежи происходит при непрерывном расширении газовой шапки и нефть постоянно находится в контакте с газом.

Режим растворенного газа:

Дренирование залежи нефти с непрерывным выделением из нефти газа и переходом его в свободное состояние, увеличением за счет этого объема газонефтяной смеси и фильтрации этой uaie к точкам пониженного давления (забои скважин) называется режимом растворенного газа. Источником пластовой энергии при этом режиме является упругость газонефтяной смеси.

Гравитационный режим:

Гравитационным режимом дренирования залежей нефти называют такой режим, при котором фильтрация жидкости к забоям скважин происходит при наличии «свободной поверхности». Свободной поверхностью называют поверхность фильтрующей жидкости или газонефтяной контакт, устанавливающийся в динамических условиях фильтрации, на котором давление во всех точках остается постоянным. Этот режим называют еще иногда безнапорным.

2. Фонтанная арматура (назначение, схемы, типоразмеры)

Ответ:

Фонтанная арматура - предназначена для герметизации устья фонтанирующих скважин. Изготавливается по тройниковой схеме для подвески одного или двух подъемных НКТ на резьбовой подвеске патрубка. В качестве запорного устройства в арматуре является прямоточная задвижка ЗМС1 с затвором, герметичность которого обеспечивается полным контактом шибера с седлами.

Для регулирования дебита скважины ФА оснащают дросселем регулируемого типа.

На боковых отводах елки и трубной головки предусмотрены отверстия для подачи ингибиторов в затрубное пространство и в ствол елки, карманы для замера температуры среды, вентилей для замера давления.

Фонтанные арматуры подразделяются на разные рабочие давления и условный проход, так:

АФК-65*14

Техническая характеристика:

1.	Условный проход ствола, боковых струн, мм	65
2.	Рабочее давление, МПа	14

Рис. Арматура устьевая фонтанная АФК(Ш) - 65(80, 100)х21(14, 35) К1(К2)

Область применения, для чего предназначено изделие

Арматура предназначена для герметизации устья нефтяных скважин, регулирования режима их эксплуатации, установки и присоединения устройств для исследования скважин и проведения технологических операций.

Арматура оснащена надежными, легкоуправляемыми и высокогерметичными задвижками ЗД. В качестве регулирующего органа (АФКШ) применятся дисковая штуцерная задвижка ЗДШ предназначенная для ступенчатого регулирования расхода жидкости. Отсутствие свободного объема в задвижках этого типа исключает возможность попадания и замерзания воды в корпусе задвижки. Используемые сплавы и материалы обеспечивают высокую стойкость против износа и коррозии.Климатическое исполнение устьевой арматуры УХЛ1(ХЛ1) по ГОСТ 15150-69.Предельные значения рабочих температур окружающего воздуха от +40 до -60 ?С.

Краткие технические характеристики

Рабочее давление, Рн, МПа (кгс/см?)	14 (140), 21 (210), 35 (350)
Условный проход Dн, мм	Ствола елки	65, 80, 100
	Боковых отводов	50, 65, 80, 100
	Боковых отводов трубной головки	50, 65
Присоединительная резьба	к насосно-компрессорным (лифтовым) трубам	НКТ73, НКТ89, НКТ102, НКТ114 ГОСТ 633-80
	к обсадным трубам*	Обс.146,168, ОТТМ 146,168 ГОСТ 632-80
Стойкость к воздействию скважинной среды	К1, К2 ГОСТ 13846-89
Температура рабочей среды, не более, ?С	120

3. Технология проведения горячей обработки скважин и выкидных шлейфов с помощью ППУ

Ответ:

Парафин - это твердые углеводороды метанового ряда. Температура плавления парафина 52…62 °С. В пластовых условиях парафин находится в растворенном состоянии. При снижении температуры, давления и выделения из нефти растворенного газа начинается выпадение парафина в виде кристалликов на НКТ, ГНО, нефтепроводах.

Технология проведения горячей обработки скважин с помощью ППУ заключается в следующем:

1. Установить ППУ на расстоянии не менее 25м от устья скважины с наветренной стороны.

2. Машинист ППУ перед подачей перегретого пара в затрубье работающей скажины от ППУ, должен убедиться в герметичности системы обвязки (нагнетательная линия перед началом работ должна быть спрессована на полуторакратное рабочее давление)

3.Убедившись в стабильной работе всех систем агрегата и в герметичности системы обвязок, начинает закачку пара в затрубное пространство работающей скважины.

4. Закачка пара производится с поддержанием запланированного режима при температуре (120-130 0С для ШГН) и с контролем давления.

4. Машинист ППУ контролируется падение давления в затрубном пространстве скважины и после этого продолжает прогрев до полного выноса расплавленного АСПО из скважины.

5. По окончании работ, через 3х ходовой кран стравливают давление в нагнетательной линии и разбирают манифольд.

Технология проведения горячей обработки шлейфов скважин с помощью ППУ заключается в следующем:

1. Установить ППУ на расстоянии не менее 25м от устья скважины с наветренной стороны.

2. Машинист ППУ перед подачей перегретого пара в шлейф работающей скажины от ППУ, должен убедиться в герметичности системы обвязки (нагнетательная линия перед началом работ должна быть спрессована на полуторакратное рабочее давление)

3. Убедившись в стабильной работе всех систем агрегата и в герметичности системы обвязок, начинает закачку пара в шлейф скважины через пропарочный кран.

4. Во время закачки пара производится контроль давления закачки и температуры приходящей жидкости на конце шлейфа.

5. После снижения давления в шлейфе, увеличивают расход пара для полного выноса парафиновой фракции из шлейфа.

6. По окончании работ, через 3х ходовой кран стравливают давление в нагнетательной линии и разбирают манифольд.

4. Первая медицинская помощь при отравлении нефтяным газом

Ответ:

Оказывающий помощь должен:

вывести или вынести пострадавшего из загазованной зоны;

расстегнуть одежду и обеспечить приток свежего воздуха;

уложить пострадавшего, приподняв ноги (при отравлении угарным газом - строго горизонтально);

укрыть пострадавшего одеялом, одеждой и т.п.;

поднести к носу пострадавшего ватку, смоченную раствором нашатырного спирта;

дать выпить большое количество жидкости;

при остановке дыхания приступить к искусственному дыханию;

срочно вызвать квалифицированную медицинскую помощь.

5. На основании каких документов производится идентификация опасности

Ответ:

Индетификация опасности - Процесс распознавания существования опасности и определения ее характеристик.

Исходные данные:

1. Деклорация промышленной безопасности.

2. Деклорация пожарной безопасности.

3. Паспорт оборудования.

4. Технологические регламенты и технологические схемы ОПО.

5. План ликвидации аварийных ситуаций.

6. План ликвидации аварийных разливов нефти.

Билет №8

1. Виды геолого-технических мероприятий (перечислить, каждому дать краткую характеристику)

Ответ:

Геолого - технические мероприятия проводятся на скважинах при увеличении производительности или ремонтах её наземного и подземного оборудования.

1.1 Под воздействием на нефтяную залежь следует понимать комплекс технологических и технических мероприятий, направленных на поддержание естественной пластовой энергии и создание благоприятных условий для вытеснения нефти из пород-коллекторов к забоям эксплуатационных скважин с целью интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеизвлечения из пластов.

1.2 Методы воздействия на нефтяные залежи (эксплуатационные объекты) условно подразделяются на:

а) гидродинамические,

б) физико-химические,

в) тепловые.

1.3 К гидродинамическим методам относятся методы, связанные с закачкой в пласты воды без специальных добавок. В зависимости от геолого-физических характеристик, форм и размеров залежей могут применяться различные системы заводнения: законтурное, приконтурное, внутриконтурное, площадное, очаговое, избирательное и различные их сочетания.

1.4 К физико-химическим методам воздействия относятся методы, связанные с закачкой в пласты газа или воды с различными химреагентами с целью повышения нефтеизвлечения из пластов.

1.5 К методам теплового воздействия на пласты относятся:

закачка горячей воды, пара, осуществление различных модификаций внутрипластового горения.

1.6 С целью повышения нефтеизвлечения могут применяться также различные сочетания перечисленных в 1.2. методов воздействия на нефтяную залежь.

1.7 Выбор метода воздействия на пласт, технология его осуществления, методы контроля и регулирования обосновываются в проектных документах на разработку в зависимости от геолого-физической характеристики коллекторов и насыщающих их жидкостей, глубины и характера залегания пластов и др. факторов.

1.8 Нефтегазодобывающие предприятия совместно с научно-исследовательскими и проектными организациями на основе текущего анализа состояния разработки ежегодно определяют эффективность применяемых методов воздействия на пласт.

1.9 Под регулированием процесса разработки нефтяных залежей следует понимать целенаправленное поддержание и изменение условий разработки продуктивных пластов в рамках принятых технологических решений.

1.10 К основным методам и мероприятиям по регулированию разработки относятся:

а) изменение режимов работы добывающих скважин (увеличение или ограничение отборов жидкости, отключение высокообводненных скважин, а также скважин с аварийными прорывами свободного газа, форсированный отбор жидкости, периодическое изменение отборов);

б) изменение режимов работы нагнетательных скважин (увеличение или ограничение закачки рабочего агента, перераспределение закачки по скважинам, циклическая закачка, применение повышенного давления нагнетания и др.);

в) увеличение гидродинамического совершенства скважин (дополнительная перфорация, различные методы воздействия на призабойную зону пласта и др.);

г) изоляция или ограничение притока попутной воды в скважинах (различные способы цементных заливок, создание различных экранов, применение химреагентов и т. д.);

д) выравнивание профиля притока жидкости или расхода воды (селективная закупорка с помощью химреагентов и механических добавок, закачка инертных газов, загущенной воды и др.);

е) одновременно-раздельная эксплуатация скважин и одновременно-раздельная закачка воды на многопластовых месторождениях (при наличии надежного оборудования);

ж) изменение направлений фильтрационных потоков;

з) очаговое заводнение;

и) перенос фронта нагнетания;

к) бурение резервных добывающих и нагнетательных скважин.

Комплекс рекомендуемых мероприятий по регулированию процесса разработки должен проводиться с применением оборудования и методов контроля, позволяющих проводить оценку их эффективности, и уточняется в авторском надзоре.

1.11 Планирование и реализация методов и мероприятий регулирования процесса разработки (составление планов геолого-технических мероприятий) осуществляется нефтегазодобывающими предприятиями ежегодно на базе рекомендаций научно-исследовательских и проектных организаций, выдаваемых в авторских надзорах за реализацией проектов.

1.12 Весь комплекс мероприятий по регулированию процесса разработки и оценка его эффективности, после утверждения в установленном порядке, осуществляется нефтегазодобывающими предприятиями.

1.13 Отчет о проведенных мероприятиях по регулированию процесса разработки составляется нефтегазодобывающими предприятиями ежегодно и в виде отдельного раздела включается в годовой геологический отчет. Оценка технологической и экономической эффективности отдельных мероприятий в необходимых случаях выполняется научно-исследовательскими институтами в отчетах по авторскому надзору и анализах разработки.

2. Устьевые сальники (назначение, марки и их различия)

Ответ:

Устьевой сальник предназначен для эксплуатации в комплекте устьевого оборудования штанговых глубиннонасосных скважин. Устьевой сальник может быть выполнен секционным, при этом корпус выполнен составным из свинчиваемых нижней и верхней секции, а нижний торец верхней секции выполнен в виде поджимной гайки, взаимодействующей с сальниковой набивкой нижней секции. При двухсекционном выполнении корпуса в нём устанавливают две сальниковые набивки, по одной в каждой секции. Для поджима сальниковой набивки в нижней секции используется нижний торец верхней секции.

Типоразмер 1СУ 32-73 с тройником 2СУ 32-73

Д полиров. штока 31,8мм 31,8мм

Рабочее давление 4МПа 4МПА

Аварийное давление 14МПа 14МПА

Размеры, мм 495х330х125 400х164х125

Масса 21кг 15,6кг

3. Технология проведения горячей обработки скважин АДПМ

Ответ:

Промывка горячей нефтью является одним из наиболее распространенных способов удаления АСПО из стволов скважин, рабочих колонн НКТ, сборных коллекторов.

Горячая промывка состоит из двух основных циклов - разогрев оборудования и расплавление АСПО и затем АСПО путем промывки с определенным расходом горячей нефти, обеспечивающим скорость потока в колонне НКТ для выноса АСПО в коллектор.

Промывка горячей нефтью производится при работающем глубинно-насосном оборудовании.

Г.О. скважины производится по непрерывному циклу, т.е. расчетный объем горячей нефти закачивается с небольшим перерывом. Кратковременные остановки происходят только при переключении с одного бойлера на другой.

Обслуживающая техника:

АДПМ - 1 шт;

АЦ-10-2 -Зшт;

ППУ (в зимнее время) - 1 шт;

Технология проведения горячей обработки.

1. Машинист АДПМ подает горячую нефть в работающую скажину от АДПМ, при этом должен убедиться в герметичности системы обвязки (нагнетательная линия перед началом работ должна быть спрессована на полуторакратное рабочее давление, но не более 160 атм.)

2. Затем, убедившись в стабильной работе всех систем агрегата и в герметичности системы обвязок, начинает закачку горячей нефти в затрубное пространство работающей скважины.

3. Закачка горячей нефти производится АДПМ с подачей нефти из бойлера, при этом закачку производят на 3 скорости с поддержанием запланированного режима при температуре (120-130 0С для ШГН) и с контролем давления.

4. Машинист АДПМ, отметив начало падения давления, увеличивает скорость прокачки, т.е. переходит на 4 скорость. При этом контролируется падение давления и снижение температуры на агрегате. Температура должна быть в агрегате не ниже 90оС, далее должен организовать прокачку горячей нефти не менее 8 мЗ., чтобы обеспечить полный вынос расплавленного АСПО из скважины.

5. По окончании закачки запланированного объема машинист АДПМ отсекает нагнетательную линию затрубной задвижкой скважины, отсоединяет нагнетательную линию со сливом остатков нефти в переносную емкость и отсоединяет всасывающую линию от бойлера и сдает скважину представителю ЦДНГ.

4. Первая помощь при переломах конечностей

Ответ:

При переломах конечночтей - наложить шины так, чтобы они захватывали два близлежащих к перелому сустава. Шины прибинтовать к конечностям.

При открытых переломах следует прежде всего наложить на рану стерильную повязку (индивидуальный пакет).

Вправлять торчашие наружу кости не следует, так как они загрязнены и подлежат врачебно-хирургической обработке.

5. Что такое декларация промышленной безопасности опасного производственного объекта?

Ответ:

1. Разработка декларации промышленной безопасности предполагает всестороннюю оценку риска аварии и связанной с нею угрозы; анализ достаточности принятых мер по предупреждению аварий, по обеспечению готовности организации к эксплуатации опасного производственного объекта в соответствии с требованиями промышленной безопасности, а также к локализации и ликвидации последствий аварии на опасном производственном объекте; разработку мероприятий, направленных на снижение масштаба последствий аварии и размера ущерба, нанесенного в случае аварии на опасном производственном объекте.

Перечень сведений, содержащихся в декларации промышленной безопасности, и порядок ее оформления определяются федеральным органом исполнительной власти в области промышленной безопасности.

(в ред. Федерального закона от 22.08.2004 N 122-ФЗ)

2. Настоящим Федеральным законом устанавливается обязательность разработки деклараций промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых получаются, используются, перерабатываются, образуются, хранятся, транспортируются, уничтожаются вещества в количествах, указанных в Приложении 2 к настоящему Федеральному закону.

Обязательность разработки деклараций промышленной безопасности опасных производственных объектов, не указанных в абзаце первом настоящего пункта, может быть установлена Правительством Российской Федерации, а также в соответствии со своими полномочиями федеральным органом исполнительной власти в области промышленной безопасности.

(в ред. Федерального закона от 22.08.2004 N 122-ФЗ)

3. Декларация промышленной безопасности разрабатывается в составе проектной документации на строительство, расширение, реконструкцию, капитальный ремонт, техническое перевооружение, консервацию и ликвидацию опасного производственного объекта.

(в ред. Федерального закона от 18.12.2006 N 232-ФЗ)

Декларация промышленной безопасности уточняется или разрабатывается вновь в случае изменения сведений, содержащихся в декларации промышленной безопасности, или в случае изменения требований промышленной безопасности.

(в ред. Федерального закона от 10.01.2003 N 15-ФЗ)

Для опасных производственных объектов, действующих на день вступления настоящего Федерального закона в силу, декларации промышленной безопасности разрабатываются в сроки, устанавливаемые Правительством Российской Федерации.