- •Введение
- •1 Общее положение об охране труда.
- •1.1 Охрана труда. Виды инструктажей.
- •1.2 Инструктаж на рабочем месте
- •1.3 Организационная структура нгду «Лянторнефть»
- •1.4 Организационная структура цднг нгду «Лянторнефть»
- •1.5 Охрана недр и окружающей среды в нгду «Лянторнефть»
- •2 Общие понятия о добыче нефти и газа. Контроль за работой скважин.
- •2.1 Сведения о конструкции скважин.
- •2.2 Конструкция нефтяной скважины.
- •2.3 Конструкция нагнетательной скважины.
- •2.4 Конструкция газовой скважины.
- •2.5 Оборудование кустовой площадки.
- •3. Фонд скважин.
- •3 .1 Способы эксплуатации скважин, применяемые на месторождениях оао "Сургутнефтегаз".
- •3.1.1 Устройство и принцип действия штанговой скважинной насосной установки.
- •3.1.2 Устройство и условия применения установок электроцентробежных насосов.
- •3.2 Причины остановок скважин.
- •3.3 Мероприятия по увеличению межремонтного периода работы скважин.
- •6) Необходимо использовать частотный преобразователь «Электроспид» для вывода на режимную работу и исследовать нестабильно работающий фонда скважин.
- •4. Сведения о конструкции инструмента, приспособлений, контрольно-измерительных приборов, аппаратуры, средств автоматики и телемеханики.
- •4.1 Агзу «Спутник». Назначение и устройство.
- •4.2 Электрические манометры.
- •4.3 Системы телемеханики.
- •4.4 Приборы и устройства для контроля за работой скважин; учета добываемой продукции и нагнетаемого агента.
- •4.5 Контрольно-измерительные приборы.
- •5. Сведения о технологическом процессе добычи, сбора и транспартировки нефти, газового конденсата.
- •5.1 Отделение газа от нефти.
- •5.2 Обезвоживание и обессоливание нефти.
- •5.3 Подготовка пластовой воды на очистных сооружениях.
- •5.4 Оборудование при первичной подготовке нефти.
- •5.5 Оборудование упсв.
- •6. Сведения о технической характеристике и правилах эксплуатации трубопроводов.
- •6.1 Монтаж трубопроводов, контроль качества.
- •6.2 Классификация промысловых трубопроводов.
- •6.3 Обслуживание трубопроводов.
- •6.4 Арматура трубопроводов.
- •7. Аппаратура и приборы, применяемые для исследования скважин.
- •7.1 Общие сведения об судос.
- •7.2 Общие сведения об динамографе сиддос-автомат.
- •7.3 Общие сведения об автономном манометре-термометре амт.
- •7.4 Общие сведения об манометре-термометре универсальном мту.
- •7.5 Общие сведения об исследовательском комплексе квантор-4микро.
- •7.6 Общие сведения об технических манометрах.
- •8. Работа оператором по добыче нефти и газа.
- •8.1 Обязанности оператора по добыче нефти и газа.
- •8.2 Проведение работ по отбивке динамического и статического уровня в скважинах.
- •8.3 Проведение работ по замеру буферного (устьевого) давления на скважине.
- •8.4 Проведение работ по замеру дебита в агзу.
- •8.5 Отбор устьевых проб.
- •8.6 Запуск и вывод скважины на технологический режим.
- •8.7 Технология снятия динамограмм прибором сидос на скважинах оборудованных ушгн.
- •Заключение
- •Список литературы:
8.3 Проведение работ по замеру буферного (устьевого) давления на скважине.
К работе по замеру устьевых давлений допускаются операторы, имеющие квалификацию 3 разряда и выше, изучившие инструкцию, сдавшие экзамен по основной профессии и экзамен по охране труда и пожарной безопасности при исследовании скважин.
Замер устьевого давления на скважине является сопутствующим видом работ при проведении других видов исследований и производится манометрами любого типа, в основном применяются технические манометры.
Класс точности манометров и верхний предел измерений указаны на циферблате манометра. Точность и надежность работы манометра могут быть обеспечены только при правильном монтаже и эксплуатации в соответствии с требованиями паспортов на данные приборы. Заворачивать и отворачивать манометры можно только при помощи ключей, вращать руками за корпус запрещено. Между манометром и сосудом должен устанавливаться трехходовой кран или заменяющее его устройство, позволяющее проводить периодическую проверку манометра с помощью контрольного или проводить его замену.
Поверка технических манометров производится 1 раз в 12 месяцев, после чего манометр пломбируется и на стекло манометра наносится специальное клеймо, свидетельствующее о поверке. Транспортировка манометров должна производиться на боку или циферблатом вниз в зафиксированном виде.
Все действия по замеру устьевого давления проводить только в соответствии с инструкцией по охране труда при выборе, эксплуатации и монтаже технических манометров, утвержденной начальником НГДУ «Лянторнефть».
Установить трехходовой кран на центральную задвижку или на верхнюю крестовину фонтанной арматуры в зависимости от вида и комплектации фонтанной арматуры. Установить на манометр специальный переводник, соответствующий резьбе манометра и трехходового крана и ввернуть манометр в трехходовой кран. Манометр в рабочем положении устанавливается на штуцере трехходового крана так, чтобы все надписи и цифровые обозначения были видны обслуживающему персоналу. Стоять напротив манометра при подаче на него давления запрещается. Открыть вентиль, снять показания манометра и закрыть вентиль. Данные замера буферного (устьевого) давления занести в отчет. Стравить давление до атмосферного с помощью трехходового крана и снять манометр.
Номинальный диаметр корпуса манометра устанавливаемого на высоте до 2 метров от уровня площадки наблюдения за ним, должен быть не менее 100 мм, на высоте от 2 до 3 метров не менее 160 мм. Установка манометра на высоте более 3 метров от уровня площадки не разрешается.
8.4 Проведение работ по замеру дебита в агзу.
К работе по замеру дебита допускаются операторы имеющие квалификацию не ниже 4 разряда, изучившие инструкцию, сдавшие экзамен по основной профессии и экзамен по охране труда и пожарной безопасности при исследовании скважин.
Все действия по замеру дебита проводить только в соответствии с инструкциями по охране труда для соответствующих видов работ, утвержденными начальником НГДУ "Лянторнефть" и руководств по эксплуатации на приборы, которые будут задействованы в работе.
Замерная установка АГЗУ «Спутник» предназначена для автоматического замера дебета скважин, автоматического переключения на замер данной скважины, для контроля работы скважин по наличию подачи жидкости и автоматической блокировки скважин при аварийном состоянии.
Замерная установка «Спутник» состоит из двух блоков: замерно-переключающего блока (ЗПБ) и блока местной регистрации (БМА), в котором автоматически регистрируется измеренный дебит скважины, ЗУ работает на задаваемой программе при помощи реле времени.
Технология проведения замера:
При автоматической работе ЗУ необходимо с пульта БМА списать показания с фиксированием времени. Второй отсчет взять с пульта после автоматического сброса и замера скважин на БМА
Для производства «ручного» замера дебита жидкости необходимо на заданной скважине: отключить гидропривод в БМА, рукояткой переключателя ПСМ установить стрелку на заданную скважину, открыть нижнюю задвижку на переключатель ПСМ и после этого закрыть верхнюю, в зимних условиях дренажная задвижка обычно открыта. При замере дебита задвижку закрыть, а по окончанию открыть. В процессе замера необходимо проследить движение жидкости по линии ввод на ПСМ - стрелка ПСМ на данную скважину, ввод на гидроциклон выход в сепаратор на счетчик ТОР и выход в сборную линию, произвести отсчеты показаний на индивидуальном счетчике (или счетчике ТОР) при замере жидкости и газа на счетчике «Норд» через определенный интервал времени. Зная объем жидкости за определенный промежуток времени пересчитать замеренный дебит в сутках.