Отчет по практике Оператор по добыче нефти и газа. Отчет. Инструкция оператора по добыче нефти и газа Общие положения

• Название: Инструкция оператора по добыче нефти и газа Общие положения
• Анкор: Отчет по практике Оператор по добыче нефти и газа
• Дата: 12.05.2022
• Размер: 65.42 Kb.
• Имя файла: Отчет.docx
• Тип: Инструкция; #524552

1 Должностная инструкция оператора по добыче нефти и газа
1. Общие положения.

1.1. Настоящая должностная инструкция определяет обязанности, права и ответственность оператора по добыче нефти и газа.

1.2. Решение о назначении на должность и об освобождении от должности принимается генеральным директором по представлению руководителя подразделения.

1.3. На должность оператора по добыче нефти и газа назначается лицо, имеющее начальное профессиональное образование и опыт соответствующей работы не менее одного года.

1.4. Оператор по добыче нефти и газа в своей деятельности руководствуется: – действующими нормативно-техническими документами; – локальными нормативными актами организации; – настоящей должностной инструкцией.

1.5. Оператор по добыче нефти и газа должен знать: – конструкцию нефтяных и газовых скважин; – назначение, правила обслуживания наземного оборудования скважин, применяемого инструмента, приспособлений, контрольно-измерительных приборов; – основные сведения о технологическом процессе добычи, сборе, транспортировки нефти, газа, газового конденсата, закачки и отбора газа; – основные химические свойства применяемых реагентов; – принцип действия индивидуальных средств защиты; – правила и нормы охраны труда, техники безопасности и противопожарной защиты.

1.6. Оператор по добыче нефти и газа подчиняется руководителю подразделения.

1.7. На время отсутствия оператора по добыче нефти и газа (отпуск, болезнь и пр.) его обязанности исполняет лицо, назначенное приказом генерального директора.

2. Оператор по добыче нефти и газа:

2.1. Участвует в осуществлении и поддержании заданного режима работы скважин, установок комплексной подготовки газа, групповых замерных установок, дожимных насосных и компрессорных станций, станций подземного хранения газа и в других работах, связанных с технологией добычи нефти, газа, газового конденсата различными способами эксплуатации.

2.2. Участвует в работах по обслуживанию и текущему ремонту нефтепромысловых оборудования, установок и трубопроводов.

2.3. Снимает показания контрольно-измерительных приборов.

2.4. Отбирает пробу для проведения анализа.

2.5. Участвует в замерах нефти и воды через узлы учета ДНС, ГЗУ.
3. Оператор по добыче нефти и газа вправе:

3.1. Знакомиться с проектными решениями руководства, касающимися его деятельности.

3.2. Вносить предложения по совершенствованию работы, связанной с предусмотренными настоящей инструкцией обязанностями.

3.3. В пределах своей компетенции сообщать непосредственному руководителю о недостатках, выявленных в процессе исполнения должностных обязанностей, и вносить предложения по их устранению.

3.4. Требовать от руководства оказания содействия в исполнении своих должностных обязанностей и прав.

3.5. Запрашивать через непосредственного руководителя информацию и документы, необходимые для выполнения своих должностных обязанностей.
4. Ответственность.

Оператор по добыче нефти и газа несет ответственность:

4.1. За ненадлежащее исполнение или неисполнение своих должностных обязанностей, предусмотренных настоящей должностной инструкцией, в пределах, определенных действующим трудовым законодательством Российской Федерации.

4.2. За нарушения, совершенные в процессе осуществления своей деятельности, в пределах, определенных действующим административным, уголовным и гражданским законодательством Российской Федерации.

4.3. За причинение материального ущерба в пределах, определенных действующим трудовым и гражданским законодательством Российской Федерации.
5. Порядок пересмотра должностной инструкции.

5.1. Должностная инструкция пересматривается, изменяется и дополняется по мере необходимости, но не реже одного раза в пять лет.

5.2. С приказом о внесении изменений (дополнений) в должностную инструкцию знакомятся все работники, на которых распространяется действие этой инструкции, и ставят свою подпись. 
2 Описание технологических операций
Ведение технологического процесса при всех способах добычи нефти, газа, газового конденсата; закачки и отбора газа и обеспечение бесперебойной работы скважин, установок комплексной подготовки газа, групповых замерных установок, дожимных насосных и компрессорных станций, станций подземного хранения газа и другого нефтепромыслового оборудования и установок. Участие в работах по освоению скважин, выводу их на заданный режим; опрессовка трубопроводов, технологического оборудования под руководством оператора более высокой квалификации. Монтаж, демонтаж, техническое обслуживание и ремонт наземного промыслового оборудования, установок, механизмов и коммуникаций. Проведение профилактических работ против гидратообразований, отложений парафина, смол, солей и расчет реагентов для проведения этих работ. Измерение величин различных технологических параметров с помощью контрольно-измерительных приборов. Снятие и передача параметров работы скважины, контроль за работой средств автоматики и телемеханики. Участие в работах по исследованию скважин.
2.1 Внешний осмотр станка-качалки (СК)
Визуальный осмотр, подготовка рабочего места:

• 
  проверка средства индивидуальной защиты на пригодность к применению;
  
• 
  подготовить газоанализатор для проведения анализа воздушной среды, предварительно проверив его исправность;
  
• 
  произвести анализ газовоздушной среды в месте проведения работ прогретым газоанализатором, в присутствии дублера, подходя с наветренной стороны;
  
• 
  по результатам анализа ГВС сделать вывод о необходимости применения СИЗ.
  

Осмотр при работающем станке-качалке (СК):

• 
  Проверить конструкцию СК: фундамент СК должен быть без видимых разрушений, трещин, изломов и выкрашиваний в местах крепления рамы станка-качалки; осмотр: рамы, стойки, тормозных колодок, балансира, головки балансира, пальцев (нижней головки шатуна), подшипников опорного и подвесного, кривошипов, шатунов, траверсы;
  
• 
  Осмотр состояния крепления узлов СК (проверяется: крепление всех узлов станка-качалки и отсутствие в них вибрации, надежность крепления стойки с рамой и рамы с фундаментом;
  
• 
  Проверить исправность заземления: рамы с кондуктором, станции управления, площадки обслуживания, электродвигателя;
  
• 
  Убедиться в отсутствии посторонних шумов в редукторе и в подшипниках при работе СК;
  
• 
  Осмотр канатной подвески на предмет скручивания и траектории каната относительно головки балансира;
  
• 
  Убедиться в: отсутствии касания верхнего конца устьевого штока о головку балансира; расстояние между нижней траверсой подвески полированного штока с устьевым сальником при нижнем положении головки балансира, не меньше 200 мм;
  
• 
  Проверить герметичность и исправность фланцевых соединений устьевой арматуры;
  
• 
  Проверить герметичность устьевого сальника и температуру устьевого штока;
  
• 
  Проверить исправность устьевой арматуры: убедиться в отсутствии течи через сальниковые уплотнения; проверить наличие смазки на штоке задвижки; проверить работоспособность запорного механизма: вращение штурвала должно быть легким; шток при вращении штурвала должен перемещаться в плоскости перпендикулярной к штурвалу; проверить герметичность соединения крышки и корпуса задвижки; проверить наличие на маховике задвижки указателей направления вращений «Открыто», «Закрыто»;
  
• 
  Проверка исправность манометров: наличие пломбы или штампа; срок поверки (истек срок поверки или нет); стрелка манометра при снятии давления должна возвращаться к нулевой отметке шкалы; разбито стекло или имеются другие повреждения; наличие красной отметки максимального рабочего давления;
  
• 
  Проверить наличие подачи скважины;
  
• 
  Проверить исправность защитных ограждений (ограждение клиновидных ремней, ограждение КШМ);
  
• 
  Проверить состояние лестниц, перил, площадки станции управления, ступеней;
  
• 
  Проверить исправность станции управления;
  
• 
  Проверить уравновешивание станка-качалки;
  
• 
  Проверить исправность тормоза: проверить износ ленты феррадо на тормозных колодках, отсутствие обрывов ленты; убедиться в отсутствии смазки на ленте; убедиться в отсутствии износа шпоночного паза; износ резьбы ходового винта и гаек;
  

Осмотр при остановленном станке-качалке (СК):

• 
  Проверка исправности редуктора: проверить уровень масла; убедиться в герметичности корпуса и сальников;
  
• 
  Проверка состояния подшипников. При осмотре подшипников проверяется: отсутствие потеков через уплотнения подшипников; отсутствие перегрева подшипников (температура подшипников должна быть не более 70℃);
  
• 
  Проверить исправность клиноременной передачи;
  

2.2 Пуск станка-качалки (СК)
Порядок остановки станка-качалки:

• 
  Убедиться, что открыта задвижка на АГЗУ;
  
• 
  Убедиться, что пробоотборный вентиль закрыт;
  
• 
  Открыть линейную, внутреннюю затрубную и трубную заждвижки;
  
• 
  Перед пуском СК необходимо провести внешний осмотр устьевого оборудования;
  
• 
  Разблокировать станок-качалку тормозным устройством, путем вращения ручки против часовой стрелки;
  
• 
  Снять плакат: «Не включать! Работают люди!»;
  
• 
  В диэлектрических перчатках подать электрический ток к станции управления, включив рубильник на станции управления;
  
• 
  Установить переключатель станции управления в ручной режим работы СК;
  
• 
  Перед запуском СК проверяем отсутствие посторонних лиц в рабочей зоне, убедиться, что ограждения установлены и на движущихся частях нет посторонних предметов;
  
• 
  Запуск станка-качалки производим предварительно, дав команду голосом: «Внимание! Пуск СК!» (производим пуск СК нажатием кнопки «ПУСК» на панели станции управления;
  
• 
  Установить переключатель режима работы СК с ручного в автоматический;
  
• 
  Определяем подачу на скважине с полным закрытием-открытием задвижки и контролем по манометру;
  

2.3 Остановки станка-качалки (СК)
Порядок остановки станка-качалки:

• 
  Перевести режим работы станка-качалки на станции управления переключателем с автоматического на ручной.
  
• 
  Дать команду голосом: «Внимание! Остановка станка-качалки!» (остановить СК нажатием кнопки «СТОП» на панели СУ); остановка СК производиться при нижнем положении кривошипов;
  
• 
  Заблокировать СК тормозным устройством, вращая ручку тормозного устройства по часовой стрелке;
  
• 
  Установить переключатель режима работы СК в положение «Отключено»;
  
• 
  В диэлектрических перчатках обесточить СУ СК, отключив рубильник на станции управления.
  
• 
  Вывесить на пусковом устройстве станции управлении плакат: «Не включать! Работают люди!»;
  
• 
  Закрыть линейную, внутреннюю затрубную и трубную задвижки;
  
• 
  Разрядить обвязку скважины до атмосферного давления для проверки исправности запорной арматуры путем открытия пробоотборного вентиля;
  

2.4 Смена сальников в верхней камере СУС-2

• 
  Перед сменой сальников необходимо закрыть угловую задвижку;
  
• 
  Проверка перепускного клапана;
  
• 
  Затянуть нижние сальники на 3-4 оборота для герметизации скважины;
  
• 
  Отвернуть крышку устьевого сальника;
  
• 
  Поднять крышку и вытащить грундбуксу устьевого сальника;
  
• 
  Закрепить крышку и грундбуксу устьевого сальника на устьевом штоке с помощью зажима;
  
• 
  Достать отработанные верхние сальниковые манжеты устьевого штока с помощью крючка;
  
• 
  Произвести набивку сальниковых манжет, с помощью устройства для их уплотнения, смазывая устьевой шток;
  
• 
  Установить сальники со смещением относительно разрезов; снять зажим с устьевого штока;
  
• 
  Опустить и завернуть крышку устьевого сальника, затянув сальники так, чтобы обеспечить нормальную работу устьевого сальника. Перетяжка сальников ведет к их перегреву и выходу из строя, а слабая затяжка – к пропуску газа и жидкости;
  
• 
  Ослабить нижние сальниковые манжеты устьевого штока до первоначального положения;
  
• 
  Смазать устьевой шток консистентной смазкой, чтобы исключить выход из строя сальниковых уплотнений в случае отсутствия подачи.
  
• 
  Открыть линейную, внутреннюю затрубную и трубную задвижки;
  

2.5 Смена ремней клиноременной передачи на станке-качалке (СК)

• 
  Остановить станок-качалку так, чтобы противовесы находились в нижнем положении с целью исключения самопроизвольного проворота вала редуктора в случае неисправности тормозного механизма;
  
• 
  Демонтировать защитное ограждение клиноременной передачи;
  
• 
  Освободить ходовой винт, путем отворота стопорной гайки по ходовому винту вниз;
  
• 
  Ослабить ходовой винт, чтобы электродвигатель передвинулся ближе к редуктору;
  
• 
  Снять изношенные клиновидные ремни, снимая по отдельности каждый ремень со шкива электродвигателя, а затем со шкива редуктора;
  
• 
  При замене клиновидных ремней производится замена всего комплекта новыми ремнями;
  
• 
  Установить новый комплект клиновидных ремней, надевая по отдельности каждый ремень сначала на шкив редуктора, а затем на шкив электродвигателя;
  
• 
  Произвести натяжку клиновидных ремней, отодвигая электродвигатель от редуктора с помощью ходового винта;
  
• 
  Застопорить ходовой винт контргайкой;
  
• 
  Установить защитное ограждение;
  

3. Описание технологии замера дебита скважины в АГЗУ типа «Спутник»
АГЗУ «Спутник – А» (рис. 1) предназначена для:

• 
  автоматического замера дебита скважин;
  
• 
  контроля за их работой;
  
• 
  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;
  
• 
  блока управления (БМА).
  

Замерно-переключающий блок содержит:

• 
  многоходовой 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.

В схеме имеется многоходовой переключатель скважин 3 типа ПСМ-1М, при помощи которого осуществляется поочередное подключение одной из скважин на замер по выкидной линии 1 через замерный патрубок 5 за счет секторного поворота роторной каретки переключателя 4. Продукция остальных скважин в этот момент направляется в сборный коллектор 5а.

Продукция скважины, переключаемой на замер, поступает в замерный гидроциклонный двухемкостной сепаратор 6, в верхней части которого газ отделяется от нефти. Дебит жидкости скважины, подключенной на замер, измеряют при периодических пропусках жидкости, накапливающейся в нижней технологической емкости, через турбинный объемный счетчик 8 типа ТОР-1.

Накопление жидкости в нижнем сосуде сепаратора до заданного верхнего уровня и выпуск её до нижнего уровня осуществляется при помощи поплавкового регулятора 9 и заслонки 7 на газовой линии.



рисунок 1 – Схема АГЗУ типа «Спутник»
Дебит жидкости, замеряемых скважин, фиксируется электромагнитным счетчиком блока управления. Турбинный счетчик одновременно служит сигнализатором периодического контроля подачи скважины. Следующая скважины переключается на замер по команде с блока местной автоматики при помощи электродвигателя 10, гидропривода 11 и силового цилиндра 12, который поворачивает каретку переключателя 4 в очередное положение. Если подача скважины отсутствует, то блок местной автоматики выдает аварийный сигнал в системы телемеханики.

Аварийная блокировка всех скважин при повышении или понижении давления в коллекторе осуществляется автоматически при помощи элктроконтактного манометра и отсекателей потока 13.

Замер дебита скважины:

1) Установить переключатель ПСМ на замеряемую скважину;

2) Дождаться циклической работы ГЦ;

3) Записать текущее показание счетчика и время начала замера;

4) Записать конечное показание счетчика и время окончания замера;

5) Произвести расчет замера:

• 
  вычисляем разность показаний счетчика ;
  
• 
  рассчитываем замер дебита за 1 час ;
  
• 
  рассчитываем дебит в сутки ;
  

4 Правила безопасности при обслуживании СК
Основные положения по технике безопасности при штанговой насосной эксплуатации скважин- ограждение движущихся частей СК, обслуживание электрооборудования и выполнение требований при ремонте. Серьезные требования предъявляются к оборудованию устья скважины, принятому к серийному производству, к числу которого относятся устьевые сальники типа СУС.

При эксплуатации СК основными требованиями по технике безопасности являются следующие:

• 
  Все движущиеся части станка должны иметь прочные металлические ограждения, исключающие возможность попадания людей под вращающиеся части СК. Для устранения опасности падения с высоты при обслуживании и ремонте устанавливаются площадки с ограждениями. Для удобства подхода и перестановки пальца кривошипа ограждения должны выполняться съемными, перильчатого типа. Шкивы электродвигателя и редуктора, клиноременная передача ограждаются съемными ограждениями сетчатого типа в металлической оправе.
  
• 
  Работы, связанные со снятием и надеванием канатной подвески, откидыванием или опусканием головки балансира, перестановкой пальцев кривошипов должны проводиться при использовании различных устройств, приспособлений и быть механизированными.
  
• 
  При нижнем положении головки балансира расстояние между траверсой подвески устьевого полированного штока и устьевым сальником должно быть не менее 20 см.
  
• 
  Верхний торец устьевого сальника должен возвышаться над уровнем площадки не более чем на 1 метр.
  
• 
  Запрещается проворачивать шкив редуктора вручную и тормозить его подкладыванием трубы, лома и других предметов.
  
• 
  Запрещается снимать клиновой ремень при помощи рычагов, устанавливать и снимать ремень необходимо путем передвижения электродвигателя.
  
• 
  При замене пальцев кривошипа шатун требуется надежно крепить к стойке станка.
  
• 
  Запрещается находиться под вращающимся балансиром.
  
• 
  Осмотр или замену отдельных частей станка следует выполнять при остановке и затормаживании СК. При неисправном тормозе осмотр и ремонт СК производить запрещается.
  
• 
  Пусковое устройство СК должно находиться в непосредственной близости от тормоза.
  

При обслуживании электропривода персонал должен работать в диэлектрических перчатках. Скважинная насосная установка перед пуском в эксплуатацию должна быть заземлена. В качестве заземлителя электрооборудования следует использовать кондуктор скважины. При этом кондуктор связывают с рамой станка двумя заземляющими проводниками (сечение каждого ), приваренными в разных точках кондуктора и рамы, доступных для осмотра. Для заземления, кроме каната, используют стальной проводник различного профиля: круглого, полосового, углового и др. Для защиты от поражения электрическим током при обслуживании СК применяют изолирующие подставки.
5 Правила безопасности при обслуживании АГЗУ
К работе в АГЗУ допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование, обученные, аттестованные и имеющие удостоверения на право обслуживания сосудов. Допуск персонала к самостоятельному обслуживанию должен оформляться приказом, распоряжением по цеху.

1. 
   Не реже 1 раз в 3 дня проводить ревизию сальниковых уплотнений, фланцев, запорной арматуры, проверку СППК посредством нажатия на рычаг СППК, проверяя этим исправность пружинного клапана. Требования правил ТБ в АГЗУ должны соответствовать нормам В-1А.
   
2. 
   Перед входом в АГЗУ проветрить помещение в течении 20 мин., открыв обе двери.
   
3. 
   Категорически запрещается работать неисправным инструментом, эксплуатировать неисправное оборудование и механизмы, работать со снятыми или неисправными ограждениями, а также пользоваться неисправными средствами индивидуальной защиты.
   
4. 
   Эксплуатация оборудования и механизмов с нагрузками и давлениями, превышающими допустимые по паспорту, запрещается.
   
5. 
   Контрольно-измерительные приборы (КИП) должны иметь пломбу или клеймо контролирующей организации (госповерителя) и организации, осуществляющей их ремонт. Исправность КИП проверяют в сроки, предусмотренные инструкциями по их эксплуатации, а также всякий раз, когда возникает сомнение в правильности их показаний.
   
6. 
   Производственную территорию помещение и рабочие места необходимо содержать в чистоте, не загромождать материалами и другими предметами.
   
7. 
   Курить на территории производственных объектов разрешается только в специально отведённом месте.
   
8. 
   Концентрация сероводорода в воздухе рабочих помещений не должна превышать предельно допустимых концентраций (ПДК) – 10 мг/ м³, а в смеси с углеводородами 3 мг/м³.
   
9. 
   При выявлении опасных концентраций сероводорода должны немедленно приниматься меры по предупреждению отравления людей и ликвидации аварийной ситуации.
   
10. 
    Ремонтные и аварийные работы в загазованной среде (ПДК превышает норму) могут выполнятся только в противогазах.
    
11. 
    Герметичность сальниковых и фланцевых соединений запорных устройств, аппаратов и коммуникаций, находящихся в помещениях, следует проверять не реже одного раза в смену.
    

Список используемой литературы:

1) https://www.kdelo.ru/art/377523-red-bdi-doljnostnaya-instruktsiya-operatora-po-dobyche-nefti-i-gaza

2) https://rengm.ru/forum/thread2512-1.html

3) https://studopedia.su/10_141871_zamer-debita-skvazhin-na-avtomatizirovannoy-gzu.html

4) https://studfile.net/preview/7177256/page:15/

5) https://studopedia.ru/14_22247_trebovaniya-bezopasnosti-pri-obsluzhivanii-gruppovoy-zamernoy-ustanovki-tipa-sputnik.html

6) Тырсин Ю.А. Справочник рабочего «Эксплуатация скважин, оборудованных штанговыми скважинными насосными установками» Часть 3 – г. Оренбург, 2012 г. – 90 стр.