Что обязан проверить оператор перед спуском скребка вручную

Обновлено: 18.05.2024

3. Какой из ниже перечисленных способов эксплуатации скважин осуществляется только за счет природной энергии:

q Чтобы было обеспечено удобное управление им, а также наблюдение за работающими на устье скважины и движением талевого блока.

15. Какие виды противовыбросового оборудования применяются в ОАО "Томскнефть" для предупреждения и ликвидации ГНВП?

q при перфорации, воздействии на пласт ПГД, работах, связанных со спуском геофизического кабеля, при работе на газовых скважинах, скважинах с газовым фактором более 200м 3 / м 3

q число оборванных проволок на шаге свивки каната диаметром до 20мм составляет более 5%, а на канате диаметром свыше 20мм- более 10%, в результате износа диаметр проволоки уменьшился на 40% и более, на нем имеются следы пребывания в условиях высокой температуры (цвета побежалости, окалина) или короткого электрического замыкания (оплавление от электрической дуги), коэффициент запаса прочности менее трех, канат срощен;

q концы заплетки должны быть закрыты кожухом из трубки мягкого металла или закрыты навитой мягкой проволокой;

q после разрядки трубного и затрубного пространства до атмосферного отсутствуют выделения жидкости и газа;

q проверить не находится ли груз в примерзшем к грунту состоянии или не прихвачен ли груз сваркой к другим находящимся объектам;

q давление опрессовки линии нагнетания должно быть равным давлению опрессовки эксплуатационной колонны;

q нагнетательная линия опрессовывается перед глушением скважины на полуторократное давление от ожидаемого;

50. По истечении какого времени после глушения скважины, если производство работ не начиналось необходимо повторное глушение перед ремонтом?

51. На какое давление опрессовывается превентор на устье скважины перед перфорацией ( первоначальное вскрытие пласта)?

53. При переводе скважины на УЭЦН впервые или при содержании в жидкости механических примесей более 0,1 г/м 3 проводятся следующие работы:

q Остановить производство работ, сделать отметку в паспорте, поставить в известность диспетчерскую службу;

60. При спуске УЭЦН через отмеченные в плане работ участки кривизны с темпом набора более 1,5 ° на 10 метров , скорость спуска не должна превышать:

q Определение дебита скважины и в случае несоответствия произвести работы по обработке призабойной зоны пласта;

66. Несут ли персональную ответственность члены бригады ТРС, производившие спуск УЭЦН за качество спуска?

69. Какие работы должны выполнить работники ЦДНГ перед передачей скважины, оборудованной ШГН в ремонт?

q Чтобы соединение колонны штанг или подгоночных шточков (при подборе длины заменяемой контрольной штанги) с полированным штоком даже при самом верхнем положении плунжера не касалось СУСГ;

q Представитель промысла после вызова подачи и опрессовки НКТ и соствлением акта на производство работ;

q Представитель промысла после подписания акта на производстао работ после бесперебойной работы в течение 72 часов

77. Скважина имеет глубину по вертикали 2500 метров , пластовое давление 250 кг/см 2 , проводятся работы по смене насоса. Какое противовыбросовое оборудование необходимо установить?

q Сообщить о случившемся мастеру, вызвать мастера по сложным работам или технолога цеха, в это время начать спуск труболовки, соответствующей по размеру улетевшим трубам;

q Сообщить о случившемся мастеру, установить непрерывный контроль за скважиной , произвести работы по подготовке ПВО к герметизации устья, начать ликвидацию аварии по спец. плану на ликвидацию аварии;

q Принять меры по обеспечению безопасности членов вахты, сообщить о случившемся мастеру, при помощи подручной техники произвести герметизацию устья;

q Вызвать представителя УТТ, произвести разборку совместно с машинистом подъемника, аварийного узла, произвести долив скважины;

q на шаге свивки каната диаметром до 20мм число оборванных проволок составляет более 5%, а каната диаметром свыше 20мм - более 10% от всего числа проволок в канате;

q Деформация штропов, сработка их на 5мм и более в глубину в опасном сечении, т.е. на поверхности соприкосновения штропов с крюком и проушинами элеватора;

Безопасный спуск скребка в скважину через лубрикатор

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.

Установка состоит из двух блоков : замерно- переключающего и блока управления (БМА) .

многоходовый переключатель скважин (ПСМ);
гидравлический привод ГП-1;
замерной гидроциклонный сепаратор с системой регулирования уровня;
турбинный счетчик ТОР;
соединительные трубопроводы и запорную арматуру.

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.

40- максимальное рабочее давление в кгс/см2;
10 (или8, или 14) – количество подключаемых скважин;
400 – максимальная производительность по жидкости, м3/сут.

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

-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:

-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;

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.

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 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 Р ma х. 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,

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.).

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.

термометры расширения (технические стеклянные, манометрические, дилатометрические, биметаллические);
термоэлектрические пирометры (термопары);
термометры сопротивления;

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.

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.

Вышеперечисленные средства измерения применяются для учета расхода газа.
Измерение уровня и применяемые приборы.

7.2.1. Оператор по исследованию скважин перед началом работ должен:

· ознакомиться с записями в вахтовом журнале и распоряжениями руководителя работ;

· проверить и привести в порядок спецодежду и другие средства индивидуальной защиты;

· проверить состояние рабочего места, а также исправность предназначенных для выполнения исследовательских работ инструментов, приспособлений.

7.2.2. Оператор по исследованию скважин перед выездом на скважины должен проследить, чтобы исследовательская машина была оборудована: кузов — звуковым сигналом и хорошо освещен, сходные лестницы кузова должны быть исправны, все окна застеклены.

7.2.3. На территорию взрывопожароопасных объектов исследовательская машина допускается только при наличии искрогасителя.

7.2.4. Прибыв на скважину, оператор должен проверить: отсутствие загазованности рабочего места у скважины; нет ли пропуска газа через сальник и соединения; исправность исследовательской площадки и устьевого оборудования. При обнаружении неисправностей необходимо принять меры к их устранению, а если устранить их своими силами невозможно, то сообщить об этом старшему геологу или мастеру.

7.2.5. Проверить заземление станций управления УСШН и ЭЦН и заземление кабеля на устье скважин, оборудованных ЭЦН.

7.2.6. В процессе работы оператор по исследованию скважин не должен допускать: разливов нефти и загрязнений ею территории вокруг скважины, ударов по оборудованию, находящемуся под давлением.

Требование безопасности во время работы.

Динамометрирование

7.3.1.1. Оператор перед динамометрированием должен тщательно проверить исправность станка-качалки путем выключения и включения его в работу, а именно, надежность тормоза, канатную подвеску, исправность электропусковой аппаратуры, заземление.

7.3.1.2. Перед динамометрированием скважин оператор должен проверить исправность динамографа.

7.3.1.3. Динамометрирование должно производиться двумя операторами, один оператор находится у пульта управления станком – качалкой, другой у устья скважины работает с динамографом.

7.3.1.4. При динамографировании автоматизированной скважины управление скважиной следует перевести на ручное.

7.3.1.5. Траверсы канатной подвески необходимо разводить при помощи подъемных винтов или специальных хомутов равномерно на необходимую высоту.

7.3.1.6. Устье скважины, на которой поставлен станок-качалка, если ее обслуживание требует подъема людей выше 0,75 м, должно быть оборудовано площадкой с перилами.

7.3.1.7. При динамометрировании скважины оператор должен находиться с наветренной стороны.

7.3.1.9. При установке динамографа, пуске и работе станка-качалки нужно всегда находиться сбоку головки балансира.

7.3.1.10. Запрещается при работающем станке-качалке производить установку динамографа, надевать на ролик динамографа соскочивший шнур. Для проведения этих работ станок-качалка должен быть остановлен.

7.3.1.11. После производства динамометрирования оператор должен проверить состояние устья скважины, правильность сочленения канатной подвески с полированным штоком, убрать все инструменты, установить на место ограждения и, сняв тормоз редуктора, произвести запуск станка-качалки в работу.

Волнометрирование

7.3.2.1. При выполнении работ по волнометрированию оператор должен пройти инструктаж по электробезопасности и проверку знаний на 1-ую квалификационную группу по электробезопасности.

7.3.2.2. Перед проведением исследования необходимо провести продувку затрубного пространства через задвижку в атмосферу. Продувку скважины производить постепенным и плавным открытием задвижки.

7.3.2.3 Перед началом измерения уровня жидкости в скважине необходимо проверить исправность и герметичность задвижек и вентилей затрубной системы.

7.3.2.4. Запрещается производить выстрел ударом по выпускному клапану молотком, ключом и другими предметами.

7.3.2.5. При создании импульса нужно находиться с тыльной стороны выпускного клапана.

7.3.2.6. Оператор обязан периодически проверять состояние резьбовых соединений датчика. При износе и повреждении резьбовых соединений эксплуатация датчика запрещается.

7.3.2.7. При волнометрировании насосных скважин возбудитель упругих волн должен спрессовываться под давлением 15 МПа при рабочем давлении 7,5 МПа.

7.3.2.8. Перед каждым использованием возбудителя необходимо проверить полный доворот гайки розетки и гаек болта соединяющих втулок.

Безопасный спуск скребка в скважину через лубрикатор

1. Установить лубрикатор на восемь шпилек.

6. В процессе монтажа (демонтажа) скребок следует устанавливать на полностью закрытую буферную задвижку.

Нельзя подходить к кабелю или проволоке и браться за них руками при спуске или подъеме глубинного прибора.

Перед извлечением глубинного прибора из лубрикатора необходимо давление снизить в нем до атмосферного.

^ 7. Замер дебита скважин на автоматизированной ГЗУ

В современных напорных герметизированных системах сбора и транспорта продукции скважины используют АГЗУ.

Установка состоит из двух блоков : замерно- переключающего и блока управления (БМА) .

многоходовый переключатель скважин (ПСМ);
гидравлический привод ГП-1;
замерной гидроциклонный сепаратор с системой регулирования уровня;
турбинный счетчик ТОР;
соединительные трубопроводы и запорную арматуру.

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 * 1~1.25).
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.

через сепаратор на ручном режиме;
через сепаратор на автоматическом управлении;
через обводной трубопровод (байпасную линию);

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.

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

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.

^ При переводе скважин на работу через сепаратор в автоматическом режиме необходимо:

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.

при посещении обслуживающим персоналом, но не реже одного раза в 3 дня.

один раз в три месяца.

один раз в шесть месяцев.

40- максимальное рабочее давление в кгс/см2;
10 (или8, или 14) – количество подключаемых скважин;
400 – максимальная производительность по жидкости, м3/сут.

^ Меры безопасности при проведении замеров дебитов скважин в помещении АГЗУ

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

-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;

-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:

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.

5. Hа АГЗУ "Спутник" красной краской должны быть выполнены надписи: "ГАЗ-ОСТОРОЖНО", класс взрываем ости "В-1А".

6. Категорически запрещается опрессовка АГЗУ "Спутник" пневмоиспытанием.

Эксплуатация и ремонт замерных установок:

5. По окончании работ по ручному замеру дебитов скважин снять рукоятку ПСМ.

6. При длительном пребывании внутри помещения двери ГЗУ должны быть открытыми.

Установка может работать в трех режимах:

1.Через сепаратор на ручном управлении;

2.Через сепаратор на автоматическом управлении;

3.Через обводной трубопровод (байпасную линию).

Читайте также: