лекционный материал оператор. 2. Состав и свойства нефти и газа. Основные сведения о нефтяных и газовых месторождениях Состав и свойства нефти
 Скачать 0.92 Mb.
|
Безопасный спуск скребка в скважину через лубрикаторДля 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 выкидным линиям подается в ПСМ, который действует как вручную, так и автоматически. Каждому положению этого переключателя соответствует подача на замер продукции одной скважины. Продукция замеряемой скважины направляется в газосепаратор, состоящий из верхней и нижней емкостей. Продукция остальных скважин, минуя газосепаратор, направляется в сборный коллектор. Нефть из верхней емкости газосепаратора перетекает в нижнюю, здесь ее уровень повышается, и при определенном положении поплавка закрывается заслонка на газовой линии газосепаратора. Давление в газосепараторе повышается, и нефть начинает поступать через ТОР-1 в сборный коллектор. После этого уровень жидкости в нижней емкости снижается, поплавок опускается с открытием заслонки газовой линии, после чего процесс повторяется. Продолжительность этого цикла зависит от дебита скважины. В БМА регистрируются накапливаемые объемы жидкости, прошедшей через счетчик – расходомер. При повышении или понижении давления в выкидном коллекторе при помощи электроконтактного манометра (ЭКМ)по системе телемеханики на диспетчерский пункт выдается сигнал аварии. 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. 8. Контрольно-измерительные приборы, аппаратура, средства автоматики и телемеханики Различают следующие типы приборов : показывающие, регистрирующие, суммирующие, прямого действия, сравнения. Класс точности : определяется пределами допускаемых основных и дополнительных погрешностей. Размерный ряд : 1,0; 1,5; 2,0; 2,5; 3,0; 4,0; 5,0; 6,0; В ОАО»СН-ННГ» ремонт и калибровка средств измерений осуществляется лабораторией метрологии структурного подразделения. Сдача средств измерений в ремонт и калибровку в лабораторию метрологии ТПДН производится подразделениями ТПДН согласно графикам калибровки. Понятие о давлении и разряжении. Давлением называется отношение силы, действующей перпендикулярно поверхности, к площади этой поверхности. Различают следующие виды давления: атмосферное – давление, создаваемое массой воздушного столба земной атмосферы; абсолютное – давление, отсчитанное от абсолютного нуля. За начало отсчета абсолютного давления принимают давление внутри сосуда, из которого полностью откачен воздух; избыточное давление – разность между абсолютным и барометрическим давлениями; вакуум (разрежение) – разность между барометрическим и абсолютным давлениями; Манометры. Манометры служат для измерения избыточного давления. При помощи манометров измеряют давление в линиях, установках и т.д.. Дифференциальные манометры – для измерения разности давлений. Технические – служат для установки на объектах. Контрольные – для фиксации Рmaх. Контрольные манометры имеют дополнительную стрелку, свободно посаженную на ось под основной рабочей стрелкой. С возрастанием давления рабочая стрелка перемещает контрольную, а с уменьшением его контрольная стрелка остается на месте показывая максимальное давление, измеренное манометром. Электроконтактные- для сигнализации о повышении (понижении) заданных величин и снабжены сигнальными контактами, замыкающими или разрывающими электрическую цепь при достижении заданного давления. Контакты замыкаются или размыкаются непосредственно самой стрелкой манометра и устанавливаются на нужные отметки шкалы с помощью приспособления, выведенного на лицевую часть через защитное стекло. Специальные- для измерения ядовитых и горючих газов, корпуса которых окрашены в различные цвета, а шкалы снабжены соответствующими надписями. Например, кислородные манометры окрашены в голубой цвет, водородные – зеленый, ацителеновые – в белый и т.д. жидкостные – измеряемое давление уравновешивается давлением столба жидкости, заливаемой в прибор, высота которого и является величиной, определяющей давление. пружинные – измеряемое давление уравновешивается упругими силами пружинных элементов – величиной, определяющей давление. поршневые – давление уравновешивается весом груза, действующего на поршнь определенной площади, перемещающийся в цилиндре, заполненном маслом. электрические – используют для измерения давления различные электрические явления, связанные с изменением давления ( пьезоэлектричество и т.д.). Наиболее распространенными являются пружинные манометры ( с трубчатой одновитковой и многовитковой пружинами). Верхние пределы измерений манометров в зависимости от их типов составляют : 0,6; 1,0; 1,6; 2,5; 4,0; 6,0; 10; 16; 25; 40; 60; 100; 160; 250; 400; 600; 1000. Требования техники безопасности к техническим манометрам Манометр должен выбираться с такой шкалой, чтобы предел рабочего давления находился во 2/3 шкалы. На шкале манометра должна быть нанесена красная черта, указывающая рабочее давление в сосуде (взамен красной черты разрешается прикреплять к корпусу манометра металлическую пластину, окрашенную в красный цвет и плотно прилегающую к стеклу манометра). Манометр должен быть установлен так, чтобы его показания были отчетливо видны. Номинальный диаметр корпуса манометра, установленного на высоте до 2 м от уровня площадки наблюдения за ними, должен быть не менее 100 мм, на высоте от 2-3 м – не менее 160 мм. Установка манометров на высоте более 3 м от уровня площадки не разрешается. Манометры и соединяющие их сосудом трубопроводы должны быть защищены от замерзания. Манометр не допускается к применению в случаях, когда: отсутствует пломба или клеймо с отметкой о проведении проверки; просрочен срок проверки; стрелка при его отключении не возвращается к нулевому показанию шкалы на величину, превышающую половину допускаемой погрешности для данного прибора; разбито стекло или имеются повреждения, которые смогут отразиться на правильности его показаний. Проверка манометров с их опломбированием или клеймением должна производиться не реже одного раза в 12 месяцев. Кроме того, не реже одного раза в 6 месяцев должна производиться дополнительная проверка рабочих манометров контрольными манометрами с записью результатов в журнал контрольных проверок манометров. На объектах ОАО»СН-ННГ» применяются : манометры показывающие МП-4У, ОБМ, МОШ, МТ, устанавливаются на скважинах, АГЗУ, ДНС, УПСВ, КНС, УПН для месного контроля давления. манометры электроконтактные, показывающие ЭКМ, ДМ2005, ДМ2010 устанавливаются в КНС, котельных установках, установках водоснабжения и др. манометры электроконтактные показывающие взрывозащищенные ВЭ-16рб, ДМ2005-ВЗГ устанавливаются в АГЗУ, ДНС, УПСВ, УПН. Устанавливаются по месту, контакты сигнального устройства используются в схемах сигнализации и управления. преобразователи давления с электрическим выходным сигналом «Сапфир 22 ДИ», «Метран», МТ-100 устанавливаются на объектах ЦППН, ДНС,УПСВ, КНС. Унифицированный токовый сигнал (4-20 мА0 передается на вторичный прибор в операторную. Приборы для измерения температуры. По принципу действия: термометры расширения (технические стеклянные, манометрические, дилатометрические, биметаллические); термоэлектрические пирометры (термопары); термометры сопротивления; На объектах ОАО «СН-ННГ» применяются следующие датчики температуры : термометры стеклянные ртутные, спиртовые – устанавливаются на оборудовании и трубопроводах УПН, УПСВ, ДНС, в печах, котельных и т.д.; термометры манометрические ТКП-СК, ТГП-СК – показывающие приборы, устанавливаемые по месту. Контакты сигнального устройства используют в схемах сигнализации и блокировок. Используются в котельных и объектах водоподготовки; термометры самопишущие ТГС-712 – местный показывающий самопишущий прибор. Используется в котельных установках. термоустройства - дилатометрические типа ТУДЭ. Контакты сигнального устройства используют в схемах сигнализации и блокировок. Используются в котельных установках. термометры сопротивления типа ТСМ – используются для контроля температуры в комплекте с вторичными приборами КСМ, СТ-136, УМС на ДНС, ЦППН, УПСВ и др.; термометры типа ТХА – используются для контроля температуры в комплекте со вторичными приборами типа логометров, КСП и др., на печах ПТБ-10, ПП-1,6. Измерение расхода жидкости и газа. Турбинные расходомеры, счетчики жидкости и газа. Принцип действия турбинных расходомеров и счетчиков заключается в преобразовании скорости потока жикости и газа, проходящего через известное сечение трубопровода, в частоту вращения турбины, установленной в трубопроводе, которая, в свою очередь, преобразует ее в частоту электрических импульсов. Турбинные расходомеры с магнитно-индукционными преобразователями- «НОРД», «МИГ», «Турбоквант», «Смит» - получили широкое применение на узлах учета нефти. Механические турбинные счетчики жидкости ТОР – 50 и ТОР –80 используются в АГЗУ. Вихревые расходомеры жидкости и газа. Принцип действия этих расходомеров основан на эффекте Кармена, заключающийся в том , что если в потоке жидкости или газа установить призму с острыми ребрами, например, треугольную в сечении, то на этих ребрах происходит срыв потока с образованием вихрей, частота которых пропорциональна скорости потока. Диапазоны измеряемых расходов вихревых расходомеров лежат в пределах от0 до 50000 м3/час. Основная погрешность от 1 до 1,5 %. Существенным недостатком является необходимость их индивидуальной поверки. Опыт эксплуатации показывает, что их использование предпочтительнее для измерения расхода воды (СВУ-25, СВУ-50, СВУ-200). 25, 50,200 – верхний предел измерения в м3/час. Приборы расхода. для измерения перепада давления используются преобразователи перепада давления типа «Сапфир – 22ДД», или аналогичные импортные типа «Дельта-Р-тран», «МИНИТРАН»; для измерения давления- «Сапфир-22ДИ» или аналогичные; в качестве вторичного прибора используется вычислитель расхода производства Венгрии «Унифлоу-10М» (100) или отечественного производства УВП-280Г, СПГ-761; В память вычислителя заносятся необходимые данные из уравнения расхода, и в дальнейшем происходит непрерывное вычисление со всеми необходимыми поправками. Предусмотрена индикация мгновенного расхода (в м3/час). Вышеперечисленные средства измерения применяются для учета расхода газа. Измерение уровня и применяемые приборы. По принципу действия: визуальные уровнемеры – стеклянная трубка со шкалой, закрепленная между двумя штуцерами, соединенными с резервуаром. поплавковые уровнемеры – чувствительным элементом является поплавок плавающий на поверхности жидкости. С изменением уровня изменяется положение поплавка, которое передается механическим (УДУ-10),электрическим (Сапфир-ДУ), или пневматическим (УБ-ПВ) путем на вторичный прибор. гидростатические уровнемеры – принцип действия основан на измерении давления внутри жидкости, определяемого массой столба жидкости, расположенного между точкой измерения и поверхностью жидкости в емкости. В емкости под давлением уровень определяют дифманометрами. На объектах «СН-ННГ» применяются следующие приборы контроля уровня: сигнализаторы уровня емкостные типа РОС-101, буйковые ДУЖЕ-200, поплавковые СУ-1, СУ-2, СУЖ, ДУЖ-1М, ультразвуковые СУР-2М, СУР-3. Используются для сигнализации аварийного уровня в сепараторах, резервуарах и др. емкостях ДНС, УПН,УПСВ, КНС. Уровнемеры буйковые пневматические типа УБ-ПВ, ПИУП. Используются в комплекте со вторичными приборами для контроля, сигнализации и регулирования уровня в сепараторах и др. емкостях ДНС, УПСВ, УПН. Уровнемеры ультразвуковые РУ-ПТ1, РУ-ПТ2, ВК-1200, ВК-1600, У-1500, в комплект со вторичными приборами для измерения уровня взлива и уровня раздела фаз в резервуарах ДНС,УПН,УПСВ, сигнализации о предельных значениях. Уровнемеры поплавковые УДУ-10, «КОР-ВОЛ» для измерения уровня взлива в резервуарах ДНС, УПН, УПСВ. Уровнемеры ультразвуковые ДДИ, ДУУ-2 в комплекте с функциональными контроллерами «Гамма-4М», «Гамма-6», «Гамма-7», «Гамма-8» для измерения уровня взлива и уровня раздела фаз в резервуарах ДНС, УПН, УПСВ, сигнализации о предельных значениях, регулирования уровня в сепараторах ДНС. |