Курсовой проект. КП Гарипов Тимур. 1 Геологопромысловый раздел
 Скачать 1.43 Mb.
|
|
Т – время от момента воздействия до прихода первого отраженного импульса. Вычисленное значение уровня в метрах, время в миллисекундах и количество зарегистрированных отражений выводится на индикатор БР. Погрешности определения уровня. Регистрация эхограммы производится блоком регистрации с дискретностью 2 мс, что соответствует 0,66 м при скорости звука 330 м/с. Основную погрешность в определение уровня вносит неопределенность скорости звука для исследуемой скважины, которая зависит от давления в 12 затрубном пространстве, температуры, газового состава и других параметров. Погрешности измерения давления определяются погрешностями устройств: УПАС и БР, образующих канал измерения давления. Характеристики преобразования каждого из этих устройств нормируются при производстве, одноименные устройства являются взаимозаменяемыми. Предел основной приведенной погрешности каналов измерения давления не превышает 1%. Допускается начальное смещение давления до 0,5 кгс/см2. При эксплуатации комплекса необходимо руководствоваться Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утвержденными Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору. К эксплуатации изделия допускаются лица, изучившие настоящее руководство по эксплуатации и прошедшие необходимый инструктаж. К эксплуатации допускаются технически исправные комплексы. Замена аккумуляторов или батарей в отсеке автономного источника питания БР должна производиться вне взрывоопасной зоны. Категорически запрещается производить монтаж УПАС на ниппель устьевой арматуры в случае: недопустимой изношенности резьбы ниппельного отвода; наличия на поверхност и резьбы грязевых и абразивных включений; неисправности запорного (вентильного) оборудования. УПАС завинтить на патрубок затрубной арматуры без перескоков, до упора! Запрещается при подаче акустического сигнала на скважинах с избыточным давлением находиться в секторе, ограниченном углом 45 по направлению выброса газа. Эксплуатация комплексов разрешается только при наличии инструкции по технике безопасности, утвержденной руководителем предприятияпотребителя и учитывающей специфику применения комплексов в конкретном технологическом процессе. Внимание! и защитный чехол ДН-117 предназначены для применения вне взрывной зоны, располагать БР и чехол ближе 3 м от устья скважины -Запрещено! К эксплуатации во взрывоопасных зонах допускается технически исправный комплекс, соответствующий требованиям ТР ТС 012/2011 и гл. 7.3 ПУЭ.В период эксплуатации комплекс должен подвергаться систематическому внешнему и периодическому осмотрам. При внешнем осмотре необходимо проверить: целостность оболочки, отсутствие вмятин и прочих видимых механических повреждений, наличие и прочность установки крепежных элементов, чистоту гнёзд, разъемов и клемм, состояние электрических кабелей, наличие пломб и маркировки по взрывозащите. Эксплуатация комплекса с неисправностями и повреждениями пломб категорически запрещена!При периодических осмотрах должны производиться все мероприятия, проводимые при внешних осмотрах, а также проверка параметров барьера искрозащиты: максимального выходного напряжения холостого хода U0, и максимального выходного тока короткого замыкания I0 в искробезопасных цепях БР. Проверка производится вне взрывоопасной зоны следующим образом: - проверить режимы холостого хода U0: отсоединить кабели связи от БР-21 и измерить напряжение на контактах 3-1, 3-2, 3-4 разъема 17«эхолот» и 1-2, 1-3, 1-4 разъема «динамометр» на БР-21. Напряжение холостого хода не должно превышать 6В.- проверить токи короткого замыкания I0: с помощью амперметра поочередно кратковременно замкнуть контакты 3-1, 3-2, 3-4 разъема «эхолот» и 1-2, 1-3, 1-4 разъема «динамометр» на БР-21. Ток короткого замыкания не должен превышать 1200мА. Периодический осмотр и устранение дефектов комплекса должны производиться вне взрывоопасной зоны. Частота проведения периодических осмотров устанавливается в зависимости от условий эксплуатации комплекса, но не реже одного раза в месяц. Подготовка к регистрации уровняПодготовка и выполнение операций по определению уровня жидкости в скважинах выполняется в следующей последовательности:кратковременно открыть задвижку патрубка затрубного пространства, убедиться в исправности задвижки и отсутствии выброса жидкости, закрыть задвижку. При нулевом давлении вместо клапана присоединить устройство генерации акустических сигналов;присоединить УПАС к патрубку затрубного пространства устьевого оборудования;открыть задвижку;соединить с помощью соединительных кабелей БР и УПАС;включить БР;подготовить БР к регистрации уровня ;создать акустическое воздействие, оценить результаты исследований и, при необходимости, сохранить их в энергонезависимой памяти БР;выключить БР;19отсоединить кабель от УПАС;закрыть задвижку, стравить давление (в скважинах с давлением) нажатием на рычаг клапана, отсоединить УПАС от патрубка. Функции комплекса: -Определение уровня. -Снятие динамограммы, контроль работы клапанов. - Оперативное отображение эхограммы и динамограммы на графическом экране блока регистрации. -Автоматическая регистрация даты и времени замера. -Сохранение замеров в энергонезависимой памяти блока регистрации. -Просмотр сохраненных замеров. -Перенос сохраненных замеров на ПК. Заключение Тема курсового проекта: Изучение основных причин образования АСПО, осложняющих эксплуатацию добывающих скважин и методы борьбы с ними в условиях Вятской площади Арланского месторождения. Курсовой проект содержит четыре раздела: геолого-промысловый, расчетно-технический, сбор и подготовка скважинной продукции и автоматизация технологических процессов в добыче нефти и газа. В геолого-промысловом разделе я рассмотрел общие сведения о Вятской площади Арланского месторождения, его стратиграфию, литологию и тектонику, физико-химические свойства жидкости и газа, а также текущее состояние месторождения. В расчетно-техническом разделе я рассмотрел технологию проведения работ в котором говорилось об общем понятии о сборе, транспорте и подготовки нефти и газа, оборудования скважин, эксплуатируемых ШГН, осложнения и борьбу с ними. В разделе сбора и подготовки скважинной продукции, я рассмотрел причины и методы борьбы с отложениями АСПО в трубопроводах систем сбора нефти. В разделе автоматизации технологических процессов в добыче нефти и газа, я рассмотрел МИКОН-101 для исследования добывающих скважин. Литература 1 Микишенко И.Т. Расчёты при добыче нефти и газа. -… М.: «Нефть и -газ,», 2008 2 Никишенко С.Л. Нефтепромысловые оборудывание. Волгоград:Изд.дом. «Ин-Фолио», 2008 3 Покрепин Б.В Оператор по добыче нефти и газа: учебное пособие.-Волгоград: Ин-Фолио, издание стереотипное. 4 Покрепин Б.В. Эксплуататция нефтяных и газовых скважин. – Ростов н/Д: Феникс, 2015. 5 СТП 04-31-2003 Технология методов воздействия на ПЗС, ОАО АНК «Башнефть», Уфа, 2017 6 Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» Зарегестрирован Минюстром России 19.04.2013. 7 Юрчук А.М., Истомин А.З. Расчёты в добыче нефти. Учебник для техникумов, 3-е издание, стериотипные, перераб. и доп., М. «Недра». disk.yandex.ru/d/LhogdydX2MFkqA neftegaz.ru/science/booty/331724-vysokovyazkaya-neft-novye-tekhnologii- http://www.technosbyt.ru/rus/catalog/1130.html |