- с сепарационных установок - обобщённый аварийный сигнал и о суммарной производительности групповых установок, подключённых к сепарационной установке;

- с компрессорных станций - о расходе отпущенного газа и о нарушении работы станции;

- с установок подготовки нефти - обобщённый аварийный сигнал;

- с нефтяных станций - о расходе нефти и обобщённый аварийный сигнале;

- с кустовых насосных станций - о количестве воды, закачанной в пласт, и обобщённый аварийный сигнал при нарушениях работы станции;

- с установок сдачи товарной нефти - о расходе товарной нефти и аварийный сигнал о возврате некондиционной нефти на повторную обработку.

3.Промысловые сооружения и установки оснащаются средствами местной автоматики, контроля и защиты:

- групповые замерные установки - с автоматическим переключением скважин на замер по местной программе, измерением количества жидкости, газа и чистой нефти, контролем за производительностью скважин, автоматической защитой от аварийных режимов;

- сепарационные установки первой ступени - местным регулированием давления и уровня;

- водяные насосные станции - защиты насосов при аварийных режимах, автоматическим включением резервного насоса;

- нефтяные насосные станции - защиты насосов при аварийных режимах;

- компрессорные станции - регулированием и местным контролем за режимными параметрами, защитой при аварийных режимах.

На автоматизированных нефтедобывающих предприятиях предусматривается создание районных диспетчерских пунктов, на площадях с законченным технологическим циклом; центральных диспетчерских пунктов предприятий, осуществляющих управление работой нескольких диспетчерских пунктов; центрального диспетчерского пункта объединения (управления) осуществляющего управление работой центральных диспетчерских пунктов нефтегазодобывающих предприятий.

Связь между районным диспетчерским пунктом и последующими ступенями управления осуществляется по телефону, компьютеру или с использованием радиоканалов.

Технические средства для измерения давления, температуры, расхода уровня нефти

Скважинные исследования чаще всего заключаются в замерах забойных давлений с помощью глубинных манометров, среди которых наибольшее распространение получили геликсные и поршневые манометры с автономной регистрацией измеряемого давления.

Геликсный манометр. Измерительная часть его представлена сильфоном 1 и геликсной пустотелой многовитковой плоской пружиной 2, заполненных жидким маслом. Сильфон установлен в нижней изолированной части корпуса манометра 3. Эта часть через отверстие 4 сообщается со скважиной. Измеряемое давление действует на сильфон и передается геликсной пружине, последний заглушённый виток которой (считая от сильфона) поворачивается на определенный угол, пропорциональный давлению. На верхнем витке геликсной пружины закреплено специальное царапающее перо 5, которое также поворачивается на тот же самый угол, на который поворачивается и последний виток геликсной пружины. Регистрирующая часть манометра состоит из каретки 6, которая посажена на ходовом винте 7, а тот соединен с часовым механизмом 8. Часовой механизм вращает ходовой винт, а тот сообщает каретке 6 поступательное движение. Перед спуском манометра в скважину заводится часовой механизм; каретка при этом находится в верхней части. Начиная с этого момента, каретка перемещается вниз на расстояние, пропорциональное времени с начала работы часового механизма. В нижней части манометра в специальном кармане устанавливают максимальный термометр 9. Внутри корпуса манометра давление равно атмосферному. Регистрация давления осуществляется на специальном бланке в координатах «давление Р -- время t», который закрепляется на внутренней стороне каретки. Линия 0-0 соответствует атмосферному давлению, замеренному перед спуском манометра в скважину.

Геликсный (а) и поршневой (б) манометры.

а): 1-сильфон; 2-пружина; 3-корпус; 4-от-верстие; 5-царапающее перо; 6-каретка; 7-ходовой винт; 8-часо-вой механизм; 9-термометр.

б): 1-поршень; 2-пружина; 3-корпус; 4-отверстие; 5-сальник; 6-перо; 7-каретка; 8-часовой механизм; А-ве-рхняя камера; В-нижняя камера.

Поршневой манометр. Измерительная часть его представлена поршнем 1, один конец которого соединен с растягивающей пружиной 2, закреплённой в нижней камере В корпуса манометра 3. В камере В имеется отверстие 4, сообщающее эту камеру со скважиной. Поршень уплотнён в корпусе манометра сальником 5, который и делит корпус на две камеры: нижнюю В и верхнюю А. В верхней камере давление равно атмосферному. На верхнем конце поршня 1 закреплено специальное перо 6. Регистрирующая часть состоит из каретки 7, которая соединена с часовым механизмом 8. При работе часового механизма каретка поворачивается. На внутренней поверхности каретки закрепляется специальный бланк. Давление в нижней камере В воздействует на нижний торец поршня, вследствие чего поршень движется вверх, а перо при этом прочерчивает на бланке вертикальную линию, равную перемещению штока и пропорциональную давлению в нижней камере.

Температуру в скважинах измеряют с помощью электротермометров, которые спускаются в скважину на электрическом кабеле. Температура по разрезу пласта дистанционно передается на поверхность и фиксируется на бумажной ленте.

Скважинные расходомеры применяются диаметром 110, 100, 51 мм и менее. В настоящее время исследования нефтяных и газовых скважин проводят с применением дистанционных приборов. Применяют дебитомеры с местной записью, спускаемые в скважину на стальной проволоке. Наиболее распространенными на промыслах России являются скважинные расходомеры и дебитомеры:

1. Скважинный дистанционный расходомер РДГ-3, который спускают в скважину на одножильном каротажном кабеле.

2. Скважинный дебитомер ДГД-4 с зонтичным пакером предназначен для измерения дебитов нефтяных скважин.

На базе расходомера РДГ-3 и дебитомера ДГД-4 выпускаются скважинные приборы различной конструкции с пакерообразующими устройствами (диафрагменные, винтовые, надувные и др.).

Создан и выпускается малогабаритный глубинный расходомер для снятия профилей притока. Принцип измерения основан на преобразовании расхода протекающей жидкости в электрические импульсы, частота которых пропорциональна расходу.

Применяется также комплексный глубинный аппарат «Поток-5» (рис. 41), который одновременно измеряет 5 параметров. Прибор регистрирует давление на глубине спуска аппарата, температуру, расход жидкости, соотношение нефти и воды в потоке, местоположение нарушений в трубах. Прибор подразделяется на три узла: термоманометрический, для измерения давления и температуры; потокометрический, для измерения общего расхода жидкости и содержания в ней воды; локаторы сплошности металла труб.

Скважинный глубинный аппарат «Поток - 5»:

1 - кабель; 2 - трансформаторы локатора сплошности; 3 - геликсная пружина; 4 - индукционная катушка; 5, 7 - электронные блоки; 6 - полупроводниковые элементы; 8 - сердечник; 9 - заторможенная турбинка; 10 - ёмкостной датчик; 11а и 11б - струны; 12 - пластины пакера; 13 - основной ходовой винт; 14 - подвижная втулка пакера; 15 - промежуточный ходовой винт; 16 - редуктор; 17 - электродвигатель.

Приборы для исследования нефтяных скважин

Исследование в скважинах осуществляется как при установившемся режиме, так и при не установившемся режиме работы скважин. При переводе скважин от одного режима к другому (смена числа качаний, длины хода полированного штока, смена насоса) дебиты нефти при разных режимах замеряют на ГЗУ, а дебиты газа с помощью газовых счётчиков. Замер пластового забойного давления требуется осуществлять постоянно, но это затруднительно, так как манометры невозможно пускать через НКТ к забою, т.к. в них находятся штанги, поэтому эти замеры делают выборочно по площади залежи в отдельных скважинах и при ремонте скважин. Иногда скважину специально останавливают и осуществляют в ней отбор забойных проб или измеряют температуру на забое, а также пластовое и забойное давление. В последнее время гидродинамические исследования в скважинах проводят с помощью малогабаритного манометра, спускаемого по межтрубному пространству (между эксплуатационной колонной и НКТ) через отверстие в планшайбе, без остановки скважин. Но особенно в наклонных скважинах это не безопасно. Динамический уровень нужно знать, чтобы определять добывные возможности скважины. Это нужно знать, чтобы всё оставить без изменения или изменить параметры установки на большие или меньшие в зависимости от динамического уровня.

Замер динамического уровня осуществляется с помощью эхолота и основан на принципе измерения скорости распространения в звуковой среде.

Для определения скорости звука на НКТ на определённой глубине устанавливается репер, т.е. отражатель в виде патрубка с таким диаметром, чтобы перекрыть межтрубное пространство между НКТ и эксплуатационной колонной на 50-60 %.

Для определения пластового давления обычно используют всевозможные установки скважин связанные с подъёмом на поверхность насосного оборудования. Забойное или пластовое давление замеряется с помощью манометров, спускаемых в скважину на проволоке, замер дебитов определяется на ГЗУ. Замерная обводнённость осуществляется с помощью отбора нефти на устье скважины. Все эти замеры осуществляются специальными бригадами по исследованию скважин или операторами по добыче нефти.

Станции и блоки управления электродвигателями нефтяных скважин

Станции управления предназначены для управления работой и защиты электродвигателей нефтяных скважин и могут работать в ручном и автоматическом режимах. Станции оснащены необходимыми контрольно-измерительными системами, автоматами, всевозможными реле (максимальные, минимальные, промежуточные, реле времени и т.п.). При возникновении нештатных ситуаций срабатывают соответствующие системы защиты, и установка отключается. Станции управления выполнены в металлическом ящике, могут устанавливаться на открытом воздухе, но часто размещаются в специальных будках.

Нефтегазосепараторы

Вертикальный сепаратор:

I - основная секция; II - осадительная; III - секция сбора нефти; VI - каплеуловительная; 1 - ввод продукции скважины; 2 - раздаточный коллектор; 5 - клапан; 6 - дренажная трубка; 7 - датчик регулятора уровня; 8 - водомерное стекло; 9 - исполнительный механизм; 10 - клапан; 11 - клапанные плоскости; 12 - трубопровод.

Сепарационные установки в технологической системе сбора нефти и газа применяют для отделения жидкости от газа, измерения расхода жидкой и газовой фаз, безкомпрессорной подачи газа на газоперерабатывающий завод и другим потребителям, а также для подачи газонасыщенной нефти под давлением установки или насосов на центральный пункт сбора и подготовки нефти и газа.

Разработано несколько типов сепарационных установок первой ступени сепарации и концевых сепарационных установок.

Сепараторы состоят из 4-х секций: основной для выделения большей доли газа; осадительной секции для выделения пузырьков газа; секцией сбора нефти перед её выводом из сепаратора и каплеуловительной секции для улавливания капель жидкости, уносимых газом.

Эффективность работы определяется содержанием газа в жидкости, отводимом в трубопровод для сбора газа. Чем меньше эти показатели, тем лучше работает сепаратор. По принципу работы сепараторы можно разделить на гравитационные, центробежные и химические. На промыслах используют горизонтальные и вертикальные конструкции корпусов.

Газ из сепараторов 1-ой ступени после охлаждения направляется в газопровод и до мест потребления транспортируется под собственным давлением, а газ последующих ступеней поступает на газоперерабатывающий завод.

Структура нефтегазодобывающей организации

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Обеспечение требований охраны труда в организации при обслуживании эксплуатационных скважин

Инструкция № 6 по технике безопасности при обслуживании эксплуатационных скважин:

Обслуживание фонтанных скважин.

1. Оператор должен систематически проверять герметичность фонтанной арматуры.

2. Принимая скважину от бригады ПРС и КРС, требовать укомплектованности арматуры уплотнительными кольцами и шпильками. Все болтовые соединения должны быть прочно закреплены.

З. Оператор постоянно должен следить за исправностью манометров для измерения давления в трубном и затрубном пространстве.

4. Перед спуском скребка в скважину проверить исправность электролебедки, надёжность крепления её в салазке, наличие и исправность заземления электрического двигателя и пусковой аппаратуры. Убедиться в исправности скребка и его соединения, при наличии устранить неполадки.

5. При внезапном фонтанном выбросе необходимо:

а) принять меры для отключения энергии на участках сети, которые могут оказаться в зоне выброса;

б) пользоваться инструментом, не дающим искру;

в) потушить находящиеся вблизи бытовые и технические топки;

г) вызвать пожарную охрану;

д) перекрыть движение на дорогах, идущих к скважине;

е) сообщить руководству ЦДНГ.

Обслуживание скважин оборудованных электропогружными насосами

1. Оператор должен следить за нагрузкой и наличием напряжения по приборам станции управления, систематически проверять герметичность арматуры, наличие крепежа и своевременно устранять выявленные недостатки.

2. В случае увеличения нагрузки выше номинальной для данной установки и снижения напряжения на 15% от номинального значения, установку необходимо отключить и сообщить об этом диспетчеру ЦДНГ.

3. При отключении ЭЦН разрешается производить повторный запуск не более 2-х раз с перерывами между запусками не менее 15 мин.

4. Установка немедленно аварийно отключается от сети при:

а) несчастном случае или угрозе с человеком, требующем немедленного отключения установки;

б) появлении дыма или огня из пускорегулирующей аппаратуры.

5. Оператору по добыче нефти и газа разрешается только запускать и останавливать ЭЦН. Другие пуско-наладочные работы производить запрещается.

6. Оператор не должен допускать попадания посторонних предметов в станцию управления и в автотрансформатор, постоянно, должен следить за герметичностью сальникового уплотнения на пьедестале и за наличием и исправностью заземления.

7. При ремонтных работах на скважине, на пусковых устройствах необходимо вывесить предупредительный плакат "Не включать. Работают люди''.

8. Кроме того, оператор должен выполнять все пункты по обслуживанию фонтанных скважин настоящей инструкции.

Обслуживание глубинно-насосных скважин

1.Перед запуском станка-качалки оператор должен убедиться, что:

а) задвижки на манифольде открыты,

б) нет пропусков нефти и газа через сальниковые уплотнения полированного штока и задвижек арматуры;

в) ограждение СКН и клиноременной передачи, а также заземляющие устройства исправны;

г) редуктор станка-качалки не заторможен;

д) есть напряжение на всех трёх фазах в станции управления СКН по показаниям приборов;

е) отсутствуют люди и посторонние предметы вблизи движущихся частей СКН исправны средства КИП и автоматики.

2. Оператор должен следить за нагрузкой и наличием напряжения по приборам станции управления СКН. В случае увеличения нагрузки выше номинального для данной установки и снижения напряжения более чем на 15% от номинального значения, необходимо отключить СКН и сообщить об этом диспетчеру ЦДНГ.

3. При набивке сальника ГНС остановить СКН, стравить давление, крышку устьевого сальника удерживать на полированном штоке специальным зажимом. При отключении СКН разрешается производить повторный запуск не более 2-х раз с перерывами между запусками не менее 15 мин.

4. При неисправностях оборудования и электроустановки необходимо остановить СКН и сообщить об этом диспетчеру ЦДНГ.

5. Электродвигатель немедленно аварийно отключается от сети при:

а) несчастном случае или угрозе человеку, требующей немедленной остановки электродвигателя.

б) появление дыма или огня из электродвигателя или пускорегулирующей аппаратуры.

в) вибрации сверх допустимых норм, угрожающей целостности электродвигателя или СКН;

г) поломке приводного механизма и нарушении балансировки СKH;

д) нагреве подшипников сверх допустимой температуры, указанной в инструкции завода-изготовителя;

е) значительном снижении числа оборотов двигателя, сопровождающимся быстрым нагревом корпуса электродвигателя.

Эксплуатация и ремонт нефтяных скважин

1. Работники при ежедневном обходе скважин, нефтепромысловых трубопроводов должны иметь при себе противогазы. Выявленные неисправности должны немедленно исправляться соответствующими службами, согласно выполняемых работ.

При обнаружении утечек нефти и газа в устьевой арматуре или коммуникациях, скважина должна быть закрыта и приняты меры по устранению утечек. При этом такие операции должны выполняться в противогазах.

2. Ремонт скважины может производиться только при условии отсутствия выделения сероводорода на устье. При проявлении признаков выделения сероводорода должны быть приняты меры по глушению скважины и нейтрализации сероводорода с помощью специальных реагентов.

3. Запрещается вход без противогаза и газоанализатора на сероводород в помещение распределительных пунктов, замерных установок и др.

Размещено на Allbest.ru