|
|
Курс лекций Оператор по ДНГ. 1. Введение Нефть и газ, являясь основными энергоносителями, играют значительную роль экономике государства
Для спуска дистанционных приборов и скребков в скважины применяют лубрикаторы со специальным сальником, который состоит из корпуса, двух уплотнений с буферной емкостью между ними, штуцера для отвода просочившейся жидкости через нижнее уплотнение.
Скважина должна быть оборудована рабочей площадкой с лестницей и перилами. Перила должны быть высотой 1,25 м с продольными планками, расположенными на расстоянии 40 см друг от друга и бортом 15 см.
Специальный лубрикатор должен быть оборудован самоуплотняющимся сальником, отводом с трехходовым краном и манометром.
1. Установить лубрикатор на восемь шпилек.
2. Заново прикрутить ловильную головку к проволоке, если спуск скребка осуществляется через устьевой ролик или перед этим пропустить проволоку через лубрикаторный ролик, зажимной болт и сальниковый уплотнитель лубрикаторной головки.
3. После установки лубрикатора необходимо проверить его на герметичность постепенным повышением давления продукции скважины.
4. Путем тщательного наружного и внутреннего осмотра оператор должен убедиться в механической исправности глубинного прибора.
5. Стальная проволока, применяемая для глубинных спусков должна быть цельной, без скруток. Во избежание травмирования рук концом стальной проволоки нужно работать только в рукавицах.
6. В процессе монтажа (демонтажа) скребок следует устанавливать на полностью закрытую буферную задвижку.
7. Опустить скребок в лубрикатор в лубрикатор (через устьевой ролик), завернуть лубрикаторную головку, зажимной болт, установить лубрикаторный ролик.
8. Открыть лубрикаторную задвижку, проверив лубрикатор на герметичность постепенным повышением давления продукции скважины.
9. При спуске скребка в скважину, оператор должен следить за счетчиком глубины и управлять лебедкой. Спускать скребок при неисправном счетчике глубины ЗАПРЕЩАЕТСЯ. Скребок нужно опускать и поднимать со скоростью не более 100 м/мин, последние 50 м – на самой низкой скорости не более 1 м/с.
Нельзя подходить к кабелю или проволоке и браться за них руками при спуске или подъеме глубинного прибора.
По окончании подъема прибора проверить его наличие в лубрикаторе, путем небольшого раскачивания из стороны в сторону.
Перед извлечением глубинного прибора из лубрикатора необходимо давление снизить в нем до атмосферного.
После окончания глубинных работ на скважине необходимо привести всю запорную арматуру в соответствии с режимом работы скважины;
7. Замер дебита скважин на автоматизированной ГЗУ
Для контроля за разработкой месторождений на каждой скважине необходимо замерять дебиты жидкости. Кроме того, следует знать количество механических примесей в продукции скважин. Эти данные дают возможность контролировать режим эксплуатации скважин и месторождения в целом, что позволяет принимать нужные меры по ликвидации возможных отклонений.
Для измерения дебита применяют сепарационно-замерные установки. Для измерения количества каждого компонента продукции скважины сначала следует отделить их друг от друга, т.е. необходим процесс сепарации. На практике используют индивидуальные и групповые сепарационно-замерные установки.
В современных напорных герметизированных системах сбора и транспорта продукции скважины используют АГЗУ.
АГЗУ «Спутник – А» (см.схему) предназначена для автоматического замера дебита скважин, контроля за их работой, а также автоматической блокировки коллекторов при аварийном состоянии технологического процесса. Расчетное давление контроля и блокировки составляет 1,6 и 4,0 Мпа.
Установка состоит из двух блоков : замерно- переключающего и блока управления (БМА).
Замерно-переключающий блок содержит :
многоходовый переключатель скважин (ПСМ);
гидравлический привод ГП-1;
замерной гидроциклонный сепаратор с системой регулирования уровня;
турбинный счетчик ТОР;
соединительные трубопроводы и запорную арматуру.
В блоке управления (БМА) монтируется блок контроллер системы телемеханики, блок питания и электрические нагреватели.
Процесс работы установок заключается в следующем .
Продукция скважин по сборным коллекторам (11), через обратные клапана (11) и линии задвижек (18) поступает в переключатель (1) ПСМ (переключатель скважин многоходовой). При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется через задвижку (28) в сепаратор (5), а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод (12) через задвижку (23).
В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке (17), поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. При содержании газа в жидкости при нормальных условиях более 160м3\м3 должна применяться заслонка дисковая, которая поставляется по особому заказу.
С помощью регулятора расхода (6) и заслонки (17), соединенной с поплавковым уровнемером (2), обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями. Регулятор расхода РР соединен двумя импульсными трубками с сосудом и линией после заслонки (17). При перепаде давления РР обеспечивает выход жидкости из сосуда (5) через счетчик ТОР в общий трубопровод. Из общего трубопровода жидкость движется на ДНС или УПСВ. Для предотвращения превышения давления в сосуде (5) на нем установлен предохранительный клапан СППК (4). СППК срабатывает при давлении в сосуде выше допустимого и жидкость из сосуда (5) поступает в дренажную линию. Он тарируется не реже чем 1 раз в год (давление тарировки Р тар=Р раб.сосуда * 11.25).
Счетчик ТОР выдает на блок управления и индикации (БУИ) или пункт контроля и управления импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения.
Управление переключателем скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики, через КП. При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода (3) и в системе гидравлического управления ГП повышается давление. Привод переключателя ПСМ, под воздействием давления гидропривода ГП, перемещает поворотный патрубок переключателя и на замер подключается следующая скважина.
Длительность измерения определяется установкой реле времени в режиме местной автоматики. Время измерения определяется руководством промысла в зависимости от дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др. Если ЗУ оборудованы системой телемеханики, время замеров выставляется с диспетчерского пульта промысла.
Замерные установки оборудованы электрическим освещением, обогревателями и принудительной вентиляцией. Помещение БУИ или ПКУ имеет естественную вентиляцию и электрические обогреватели.
Все оборудование смонтировано на металлическом основании. На основании, по периметру рамы, крепятся панели укрытия. Внутренняя полость панелей заполняется теплоизоляционным материалом и обшивается металлическими листами.
Установка может работать в трех режимах;
через сепаратор на ручном режиме;
через сепаратор на автоматическом управлении;
через обводной трубопровод (байпасную линию);
Перед пуском установки на любой из трех режимов необходимо
закрыть задвижки (20) пропарочных и факельных линий.
открыть краны под электроконтактным и показывающими манометрами,
закрыть кран ЗКС (26) сброса давления в дренажный трубопровод и задвижку 21.
При работе установок через сепаратор на ручном управлении произвести следующие операции:
закрыть задвижку (24) и открыть задвижки (22,23.)
открыть задвижки первого ряда (18) и задвижку (28) на выходе ПСМ.
закрыть задвижки второго ряда (19)
производить подключение скважин на замер в ручную с помощью рукоятки ручного управления ПСМ
снимать показания счетчиков ТОРI-50 перед каждым новым переключением переключателя ПСМ и записывать время, которое стояла скважина на замере. Подсчет дебита производится по формуле приведенной в методике выполнения измерений дебита нефтяных скважин на групповых установках.
При переводе работы скважин на обводной трубопровод (байпасную линию) необходимо:
открыть задвижку (24)
открыть задвижки второго ряда (19)
закрыть задвижки первого ряда (18)
установить каретку переключателя ПСМ рукояткой ручного управления между двумя отводами
закрыть задвижку (23)
стравить давление в сепарационной емкости задвижкой (26) или через предохранительный клапан
установить каретку рукояткой ручного управления на любой замерный отвод.
Все операции производить при отключенном блоке БУИ.
При переводе скважин на работу через сепаратор в автоматическом режиме необходимо:
-произвести регулировку автоматики при работе скважин по обводному трубопроводу (байпасной линии).
-включить блок питания установки, затем тумблером СЕТЬ включить блок БУИ
Через 1,5-2 минуты должен включится привод ГП-1М, переключиться переключатель ПСМ. Кнопкой СБРОС АВАРИИ снять аварийный сигнал КОНТРОЛЬ ЗАМЕРА и ПОДАЧИ.
поставить рукояткой ручного управления поворотный патрубок переключателя ПСМ на первую скважину положение поворотного патрубка определить по указателю положения на ПСМ. На блоке БУИ загорится лампа Н1 КОНТРОЛЬ ЗАМЕРА
замкнуть и разомкнуть контакты электроконтактного манометра поворотом стрелки контакта. Загорится лампа АВАРИЯ. Кнопкой СБРОС АВАРИИ снять аварийный сигнал. 1,5-2 минуты должен сработать гидропривод ГП-1М, а ПСМ переключится на следующую скважину.
открыть задвижки первого ряда (18)
открыть задвижки (28,22,23)
закрыть задвижку (24) и задвижки (19) второго ряда.
открыть краны под манометрами.
задвижки (26), (20) должны быть закрыты.
Техническое обслуживание.
Техническое обслуживание установок производится в зависимости от способа обслуживания в следующие сроки;
при посещении обслуживающим персоналом, но не реже одного раза в 3 дня.
*проверка показаний счетчиков и исправности работы всех блоков (при отсутствии телемеханики)
*проверка герметичности наружных фланцев.
*проверка герметичности технологического оборудования.
*проверка герметичности соединения ГП-1М и других приборов.
*средств автоматики.
*проверка давления в сепараторе.
*проверка предохранительного клапана.
*проверка работы регулятора расхода и заслонки.
*проверка фиксации каретки ПСМ.
*слив грязи из замерного сепаратора.
*уборка помещений от грязи.
*проверка давления на подводящих трубопроводах (при наличии манометров).
*проверка контактов реле и магнитных пускателей.
*проверка хода рейки ПСМ.
*проверка хода и фиксации каретки ПСМ.
*осмотр трущихся частей регулятора расхода.
*проверка герметичности каретки ПСМ.
*проверка ТОР1-50,счетчика АГАТ-Пи влагомера ЦВН-2С
один раз в шесть месяцев.
*проверка датчика положения ПСМ.
*проверка работы ПСМ
*проверка работы блока БУИ, или пункта контроля и управления блока влагомера, блока счетчика газа АГАТ-П (при наличии)
*осмотр уплотнений средств автоматики.
В ОАО «СН-ННГ» наиболее часто применяются установки типа «Спутник»- АМ-40-10 (8,14)-400, где :
40- максимальное рабочее давление в кгс/см2;
10 (или8, или 14) – количество подключаемых скважин;
400 – максимальная производительность по жидкости, м3/сут.
Применяются также индивидуальные блочные замерные установки типа БИУС с аналогичным принципом действия, предназначенные для замера дебитов одиночных скважин.
Кроме установки «Спутник–А», применяются установки «Спутник–Б» и «Спутник-В». В некоторых из этих установок используются автоматические влагомеры непрерывного действия для определения содержания воды в продукции скважины, а также для автоматического измерения количества газа. Пробу нефти отбирают из выкидной линии через краники или вентили.
Меры безопасности при проведении замеров дебитов скважин в помещении АГЗУ
Обслуживание АГЗУ "Спутник" должно осуществляться специально обученным персоналом, прошедшим обучение, по специальности оператор по добыче нефти и газа.
Ремонт АГЗУ "Спутник" проводится слесарями-ремонтниками нефтепромыслового оборудования, прошедшими обучение и сдавшими экзамены по основной профессии. Допуск персонала к ремонту на АГЗУ "Спутник" производится по наряду на производство газоопасных работ.
К безопасному ведению работ в АГЗУ "Спутник" допускается квалифицированный персонал, прошедший обучение правилам обслуживания установок и сдавшие экзамены на право их обслуживания.
АГЗУ "Спутник" относится к классу помещений В-1А с допускаемой взрывоопасной смесью, щитовое помещение к помещениям с нормальной средой.
В установках имеются следующие взрывозащищенные приборы и оборудование:
-Вентилятор центробежный: взрывозащищенность электродвигателя обеспечивается его конструкцией.
-Датчик положения переключателя ПСМ.
-Электродвигатель привода ГП-1М.
-Электродвигатель насоса-дозатора НДУ 10/10
-Счетчик ТОР 1-50
-Манометр ВЭ16-РБ-электроконтактный.
-Светильники ВЗГ-200 АМС.
-Датчик магнитоиндукционный, счетчик газа АГАТ-П.
-Обогреватель электрический ОЭВ-4.
Характеристика опасных и вредных производственных факторов воздействующих на работника:
а) Физические опасные и вредные производственные факторы:
-повышенная запыленность и загазованность воздуха рабочей зоны;
-повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека;
-повышенная напряженность электрического поля;
-отсутствия и ли недостаток естественного света;
-расположение рабочего места на значительной высоте относительно поверхности земли (пола);
б) Химические опасные и вредные производственные факторы:
-токсические;
-по пути проникновения в организм человека через органы дыхания.
При работе на установках необходимо выполнять общие требования правил техники безопасности, действующие на объектах нефтедобычи.
1. Устранение загазованности в технологических помещениях обеспечивается вентиляцией с забором из нижней зоны помещения. Перед входом в АГЗУ "Спутник" включить вентилятор не менее чем на 15 минут и только после этого входить в помещение.
При отсутствии эл. вентилятора перед входом в помещение на 15-20 минут открыть обе двери, проветрить помещение.
2. Запрещается хранить обтирочные и легковоспламеняющиеся материалы в помещениях установок АГЗУ.
3. Открытие шаровых кранов, задвижек, во избежание гидроудара, производить медленно, до выравнивания давления в емкости сепарационной и трубопроводах.
4. Все шаровые краны (задвижки) на трубопроводах тех скважин, которые не работают, должны быть в закрытом положении при всех режимах работы.
5. Hа АГЗУ "Спутник" красной краской должны быть выполнены надписи: "ГАЗ-ОСТОРОЖНО", класс взрываем ости "В-1А".
6. Категорически запрещается опрессовка АГЗУ "Спутник" пневмоиспытанием.
7. Электропроводка в помещении АГЗУ "Спутник" выполнена кабелем согласно ПУЭ-76 гл.УП-3 во взрывоопасных установках (в помещении и наружных).
Эксплуатация и ремонт замерных установок:
1. При пуске групповой замерной установки в эксплуатацию производить промывку системы путем подключения всех скважин сначала к общему трубопроводу, затем через переключатель скважинный механический (ПСМ),причем самая высокодебитная скважина должна работать через сепаратор. Промывку необходимо
производить не менее 48 часов. Перед подключением скважин к сепаратору после кап. ремонта и сварочных работ на выкидных трубопроводах, следует производить промывку по байпасу в течение 24 часов.
2. Для замера дебита необходимо при помощи ПСМ продукцию одной из скважин направлять в сепаратор, а продукцию остальных скважин в общий трубопровод. В случае отказа системы автоматики, влекущего за собой нарушение технологического режима, оператор обязан перевести работу куста на ручное управление. При отказе в управлении ПСМ поток следует перевести на байпас.
3. Пропарку трубопроводов от скважин до ГЗУ следует производить при работающей скважине, чтобы температура образовавшейся среды была не более 100 градусов. Hа время пропарки ТОР-1-50 следует заменить катушкой.
4. Работы, связанные с разгерметизацией оборудования АГЗУ, необходимо производить в соответствии инструкций по выполнению газоопасных работ.
5. По окончании работ по ручному замеру дебитов скважин снять рукоятку ПСМ.
6. При длительном пребывании внутри помещения двери ГЗУ должны быть открытыми.
7. В зимний период скважины переводят на байпас. Жидкость из сепаратора и технологических линий АГЗУ спускается в дренажную емкость.
Установка может работать в трех режимах:
1.Через сепаратор на ручном управлении;
2.Через сепаратор на автоматическом управлении;
3.Через обводной трубопровод (байпасную линию).
Перед пуском установки на любой из трех режимов необходимо закрыть задвижки грязевых и пропарочных линий. Открыть задвижки ЗКС под электроконтактный и показывающий манометры, закрыть задвижку ЗКС для сброса давления в трубопровод после предохранительного клапана.
Пуск установки и ее эксплуатацию производить согласно, паспорта и соответствующих разделов сопроводительной технической документации на комплектующие изделия, смонтированные в установке.
Для удаления нефти, разлив шившейся через не плотности (сальники, фланцевые соединения и др.) в основании АГЗУ "Спутник" имеются патрубки. Сброс нефти произвести в дренажную емкость или колодец, предусматриваемые проектом на установку.
Переключение скважин с замерного на обводной трубопровод и обратно во избежание порыва трубопроводов, производить в последовательности, приведенной в паспорте раздел 12 "Установки, автоматизированные групповые типа "Спутник".
При обслуживании и ремонте электроустановок и приборов необходимо соблюдать "Правила технической эксплуатации и безопасности обслуживания электроустановок промышленных предприятий".
Пуск в работу замерного узла после монтажа, а также после длительной остановки при температуре внутри АГЗУ и стенки сепарационной емкости ниже минус 30 градусов не разрешается.
|
|
|
Скачать 3.75 Mb.