- •1 Структура предприятия. Организация труда и управления производством
- •1.1 Система взаимоотношений и подчиненности служб и цехов предприятия
- •1.2 Работа предприятия в современных условиях хозяйствования
- •2 Работа на должности техника, мастера
- •2.1 В цднг
- •2.1.1 Краткий анализ применяемых на месторождении способов эксплуатации
- •2.1.2 Совершенствование технологии добычи нефти
- •2.1.3 Обслуживание агзу «Спутник» и «асма»
- •Технические характеристики :
- •2.1.4 Комплексная автоматизация процессов нефтегазодобычи и компьютеризация технологий добычи нефти и газа
- •2.1.5 Депарафинизация скважин с применением хим.Реагентов
- •2.2 В цТиКрс
- •2.2.1 Снижение стоимости ремонтных работ и увеличение мрп
- •2.2.2 Составление суточного рапорта мастера
- •2.2.3 Технология вскрытия продуктивного пласта
- •2.3 В цнипРе
- •2.3.1 Составление плана исследовательских работ в скважине
- •2.3.2 Состояние разработки месторождения
- •2.3.3 Новые методы повышения нефтеотдачи пластов
- •2.3.4 Разработка мер по оптимизации работы скважин
- •2.4 В цппн
- •2.4.1 Система сбора продукции скважин в условиях Родникового месторождения
- •2.4.2 Осуществление контроля за работой системы нефтегазосбора
- •Список литературы
2.1.3 Обслуживание агзу «Спутник» и «асма»
В ОАО «Сургутнефтегаз» эксплуатируются транспортабельными замерными установками.
Установка массоизмерительная транспортабельная «АСМА-Т-03-400-300» предназначена для определения суточных дебитов жидкости, нефти и воды, путем измерения массы жидкости (нефтеводогазовой смеси) и объема попутного газа нефтяных скважин.
Область применения установок - нефтяные и газовые месторождения.
Установка состоит из технологического и аппаратурного отсеков, размещенных в блок-контейнере, который монтируется на шасси автомобиля повышенной проходимости с воздушным зазором между отсеками не менее 50 мм.
Измеряемая среда - жидкость (нефтеводогазовая смесь):
рабочее давление до 4,0 МПа
температура от минус 10 до плюс 50°С;
вязкость до 500 сСт;
содержание воды, объемная доля, до 99%;
содержание парафина, массовая доля, до 6,0%;
содержание серы, массовая доля, до 2,0%;
содержание мехпримесей, массовая доля, до 0,05%;
скорость коррозии, не более 0,2 мм/год.
Климатическое исполнение установки УХЛ1, но для работы при температуре окружающей среды от минус 43 до плюс 50°С и относительной влажности 98% при температуре 15°С.
Технические характеристики :
Дебит скважины, подключаемой к установке:
- по жидкости, т/сут от 0,1 до 400
- по выделившемуся при рабочих условиях газу, приведенным к
нормальным условиям , м3/сут до 300000
Относительная погрешность измерения массы жидкости
(газожидкостной смеси), не более, % 2,0
Относительная погрешность определения среднесуточного
дебита по жидкости, не более, % 2,5
Относительная погрешность определения объема попутного
нефтяного газа, приведенного к нормальным условиям, не более, 5,0
Относительная погрешность определения влажности нефти в поддиапазонах:
а) от 0 до 60% ( эмульсия типа «вода в нефти»), % ±2,5
б) свыше 60 до 100% - ±4,0%.
Количество скважин, подключаемых к установке , 1
Диаметры условных проходов входного и выходного патрубков, м 50
Потеря давления при максимальном расходе жидкости, не более, МПа 0,02
- напряжение, В 380 / 220
- частота, не более, Гц 50 ± 1
- установленная мощность, не более, кВА 20
Габаритные размеры, не более, мм 9860х2500х3960
Масса, не более, кг 16850
Рисунок 1 – Установка масооизмерительная транспортабельная
АСМА-Т-03-400-300:
1 – поручень к лестнице; 2 – опора винтов; 3 – дренажный бак; 4 – башмак; 5 – ящик для винтовых опор; 6 – ящик заземления; 7 – ящик трубопровода для подключения.
Рисунок 2 – установка по замеру продукции Спутник – А
Помещение АГЗУ относится к классу опасности В-1а. Класс опасности
определяется по справочнику- классификатору и наносится на помещение АГЗУ.
Также на табличке перед входом в АГЗУ должно быть указано, время
проветривания , фамилия, имя, отчество лиц ответственных за исправное и противопожарное состояние - все эти данные должны быть обязательно нанесены яркой краской на видном месте помещения АГЗУ.
Установка щитового помещения должна находиться не менее 12м от замерной – переключающей установки. Перед входом в АГЗУ , необходимо включить вентилятор на 5 – 10 мин.
При длительном пребывании внутри установки, при проведении работ с вынужденным разливом нефти, вентилятор должен работать постоянно.
При отсутствии электроэнергии, вентиляция установки обеспечивается открыванием обеих дверей.
На замерной переключающих установках красной краской выполняются надписи: “ОГНЕОПАСНО”, “ВКЛЮЧИТЬ ВЕНТИЛЯЦИЮ
Внутри АГЗУ должны быть нанесены краской номера скважин подключенных к установке, должен быть в наличии журнал оператора, куда следует производить записи после производства замера. Должны быть в наличии схема включения сосуда работающего под давлением и выписки из инструкций по безопасной эксплуатации и противопожарной безопасности.
Во время работы оператор добычи нефти и газа должен соблюдать требования настоящей инструкции, правила противопожарной безопасности и правила личной гигиены, культуру производства на вверенных ему участках работы.
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ НАЗНАЧЕНИЕ И УСТРОЙСТВО АГЗУ
Установка автоматизированная групповая “СПУТНИК” АМ-40-10-400 или АМ-40-14-400 предназначена для замера периодического изменения количества жидкости, добываемой из нефтяных скважин и для последующего определения дебита скважин.
Установка осуществляет контроль за работой скважин по наличию подачи жидкости, раздельный сбор обводненной и необводненной нефти.
ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ВЫПОЛНЕНИИ РАБОТ
Прежде чем войти в помещение АГЗУ для производства замеров оператор обязан включить вентиляцию или естественным образом проветрить помещение в течении 15-20 минут.
При работе внутри АГЗУ рекомендуется использовать обмедненный инструмент не дающий искр при ударах. Оператор обязан находиться в положенной спецодежде.
Таблица 2 – Основные технические данные
Максимальный дебит одной замерной скважины |
т/сут. |
400 |
Предел допускаемой относительной погрешности при оперативном измерении количества жидкости, |
% |
не более + 6,0 |
Количество подключаемых скважин на замер |
шт. |
10 - 14 |
Рабочее давление |
кг/см2, |
не более 40
|
Температура рабочей среды |
оС
|
+5 оС - +70 |
Питание пневматических цепей: |
|
|
давление газа |
кг/см2 |
не более 40
|
перепад давления между замерными сепараторами и общим коллектором |
кг/см2 |
0,3 – 1,2 |
Питание электрических цепей |
род тока |
переменный |
напряжение |
|
380 / 220 В |
частота |
Гц |
50+1 |
потребляемая мощность |
кВт, |
не более 10 |
Температура окружающей среды |
оС |
+50 оС |
Исполнение приборов замерно - переключающей установки |
|
взрывозащищенное |
Класс помещения замерно – переключающей установки |
|
В – 1а |
Исполнение щитового помещения |
|
обыкновенное |
УСТРОЙСТВО И РАБОТА УСТАНОВКИ
Схема установки работает следующим образом:
Манифольды скважин подсоединяются к патрубкам замерно- переключающей установки через обратные клапана.
Продукция скважин поступает в переключатель скважин многоходовой ПСМ. Из переключателя (ПСМ) скважин направляется в гидроциклонную головку замерного сепаратора, где происходит первичное отделение газа от жидкости. Это необходимо для более точного замера объемного дебита скважины.
Продукция остальных скважин поступает в общий трубопровод при открытой заслонке.
Количество жидкости, выдавливаемой газом из сепаратора, измеряется счетчиком ТОР – 1 – 50.
Устройство регулирования расхода в замерном сепараторе обеспечивает цилиндрическое прохождение, т.е. по полному сечению трубы жидкости, через счетчик ТОР – 1 – 50 с постоянной скоростью, что позволяет осуществлять измерение в широком диапазоне дебита скважин с малой погрешностью.
Счетчик ТОР – 1 – 50 выдает импульсы на блок управления и индикации после прохождения через счетчик 50 метров жидкости. Кроме того, счетчик имеет шкалу со стрелкой и механический интегратор.
Поочередное переключение скважин к переключателю ПСМ производится при помощи задвижек.
Установка может работать в трех режимах:
Через замерной сепаратор на ручном управлении.
Через замерной сепаратор на автоматическом управлении.
Работа по байпасу.
Время замера устанавливается в зависимости от конкретных условий дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения. В каждом отдельном случае оно согласовывается с ИТР цеха добычи.
Подсчет дебита производится по формуле:
Н1-Н2
Q = 1440 --------- КУ (1)
Т1-Т2
Где:
Q – суточный дебит, т/сут. ;
Н1 – показание счетчика в начале замера, м3
Н2 – показание счетчика в конце замера, м3
Т1-Т2 – время замера, мин
К – поправочный коэффициент счетчика
У – удельный вес нефти, т/сут.
При переводе скважины на работу по байпасу:
- открыть задвижки 1-го ряда;
- закрыть задвижки 1-го ряда, установить каретку рукояткой ручного управления между двумя стволами;
- стравить давление.