книги / Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти и газа

проверка показаний счетчиков и исправности работы всех блоков (при отсутствии телемеханики);

проверка герметичности наружных фланцев;

проверкагерметичноститехнологическогооборудования;

проверка герметичности соединения ГП-1М и других приборов;

проверка средств автоматики;

проверка давления в сепараторе;

проверка предохранительного клапана;

проверка работы регулятора расхода и заслонки;

проверка фиксации каретки ПСМ;

слив грязи из замерного сепаратора;

уборка помещений от грязи.

2. Один раз в три месяца:

проверка давления на подводящих трубопроводах (при наличии манометров);

проверка контактов реле и магнитных пускателей;

проверка хода рейки ПСМ;

проверка хода и фиксации каретки ПСМ;

осмотр трущихся частей регулятора расхода;

проверка герметичности каретки ПСМ;

проверкаТОР1-50, счетчикаАГАТ-ПивлагомераЦВН-2С; 3. Один раз в шесть месяцев:

проверка датчика положения ПСМ;

проверка работы ПСМ;

осмотр уплотнений средств автоматики.

Применяются также индивидуальные блочные замерные установки типа БИУС с аналогичным принципом действия, предназначенные для замера дебитов одиночных скважин. Кроме установки «Спутник-А», применяются установки «Спутник-Б» и «Спутник-В». В некоторых из этих установок используются

211

автоматические влагомеры непрерывного действия для определения содержания воды в продукции скважины, а также для автоматического измерения количества газа. Пробу нефти отбирают из выкидной линии через краники или вентили.

Меры безопасности при проведении замеров

впомещении АГЗУ

Кбезопасному ведению работ в АГЗУ «Спутник» допускается квалифицированный персонал, прошедший обучение правилам обслуживания установок и сдавший 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;

– манометр ВЭ16-РБ-электроконтактный;

– светильники ВЗГ-200 АМС;

– датчик магнитоиндукционный, счетчик газа АГАТ-П;

– обогреватель электрический ОЭВ-4.

Характеристика опасных и вредных производственных факторов, воздействующих на работника.

1. 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;

– отсутствие или недостаток естественного света;

212

–расположение рабочего места на значительной высоте относительно поверхности земли (пола);

2. Химические опасные и вредные производственные факторы:

–токсические;

–проникновениеворганизмчеловекачерезорганыдыхания. 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

впомещение. При отсутствии электрического вентилятора перед входом в помещение на 15–20 минут открыть обе двери, 213ереклюрить помещение.

2.Запрещается хранить обтирочные и легковоспламеняющиеся материалы в помещениях установок АГЗУ.

3.Открытие шаровых кранов, задвижек во избежание гид-

роудара производить медленно, до выравнивания давления

вемкости 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 взрывоопасной зоны «В-1а».

6.Категорически запрещается опрессовка АГЗУ «Спутник» пневмоиспытанием.

7.Электропроводка в помещении АГЗУ «Спутник» выпол-

нена кабелем согласно ПУЭ во взрывоопасных установках (в помещении и наружных).

Эксплуатация и ремонт АГЗУ

1. При пуске групповой замерной установки в эксплуатацию производить промывку системы путем подключения всех

213

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 капитального 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 АГЗУ следует

производить при работающей скважине, чтобы температура образовавшейся среды была не более 100 оС. 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 АГЗУ должны быть открытыми.

7.В зимний период скважины переводят на байпас. Жидкость из сепаратора и технологических линий АГЗУ спускается

вдренажную емкость.

Установка может работать в трех режимах:

–Через сепаратор на ручном управлении;

–Через сепаратор на автоматическом управлении;

–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

214

манометры, закрыть задвижку ЗКС для сброса давления в трубопровод после предохранительного клапана.

Пуск установки и ее эксплуатацию производить согласно паспорту и соответствующим разделам сопроводительной технической документации на комплектующие изделия, смонтированные в установке.

Для удаления нефти, разлившейся через неплотности (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 «Установки, автоматизированные групповые типа “Спутник”» (разд. 12).

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 оС не разрешается.

6.2.2. Турбинный объемный расходомер (ТОР)

Механические турбинные счетчики жидкости ТОР-50 и ТОР-80 используются в АГЗУ.

Рассмотрим устройство и принцип действия турбинного счетчика ТОР, используемого в АГЗУ.

Турбинный расходомер жидкости ТОР-1-50 (рис. 6.29) в АГЗУ «Спутник» установлен ниже уровня жидкости в технологической емкости гидроциклонного сепаратора. Расходомеры ТОР-1 предназначены для измерения жидкости вязкостью не более 80 сСт. Расходомеры ТОР-1 обеспечивают как местный отсчет показаний, так и передачу показаний при помощи электромагнитного датчика на БМА.

215

и магнитную муфту на механический счетчик со стрелочной шкалой (цена деления 0,005 м3). Одновременно со стрелкой механического счетчика вращается находящийся с ней на одной оси диск сдвумя постоянными магнитами, которые, проходя мимо электромагнитного датчика, замыкают расположенный в нем магнитоуправляемый контакт. Получаемые при этом электрические сигналы регистрируются на блоке управления счетчиком, т. е. дублируют показания местного механического счетчика. В то же время каждая лопатка, проходя мимо магнитоиндукционного датчика, выдает электрический сигнал, который регистрируется в блоке регистрации. Диапазон измерения колеблется от 3 до 30 м3/ч. Паспортная погрешность измерения при расходе от 3 до 5 м3/ч – ±5 %, от 5 до 30 м3/ч – ±2,5 %. В реальных условиях из-за плохой сепарацииэтапогрешностьможетдостигатьбольшойвеличины.

216

6.2.3. Счетчик СКЖ-30

Данный счетчик используется для измерения при постоянных и переменных расходах:

–массового расхода вещества;

–общей массы вещества.

Возможно использование для измерения растворов различных веществ, в том числе пульпы с мелкодисперсными частицами, сжиженных газов.

Измеряемое вещество:

жидкость в составе газожидкостной смеси, поступающая из скважин, на объектах добычи нефти и узлах оперативного контроля учета нефти;

растворы различных веществ, в том числе пульпы с мелкодисперсными частицами;

сжиженные газы.

Для работы счетчика необходимо присутствие в его корпусе свободного газа. Поэтому счетчик наиболее подходит для измерения веществ, содержащих в своем составе попутный газ, способный выделяться в корпусе счетчика.

Счетчик СКЖ-30 представлен на рис. 6.30.

Рис. 6.30. Счетчик СКЖ-30

Свободный газ, который движется вместе с жидкостью, в счетчике СКЖ выполняет полезную функцию. Эта функция заключается в том, что за счет конструкции корпуса в его внутрен-

217

ней полости скапливается постоянный объем свободного газа. Плотность газа в несколько раз меньше плотности жидкости, что позволяет взвесить жидкость в этой газовой атмосфере. Следовательно, работа и измерение счетчиком СКЖ невозможны, если в потоке продукции не будет свободного газа. Поэтому условия измерения для счетчика СКЖ ограничены нижним пределом содержания свободного газа в потоке смеси – 2 %. Газожидкостная смесь подается во входной коллектор камерного преобразователя, затем через сопло в измерительную камеру, состоящую из двух полостей. Заполнение одной полости измерительной камеры до определенной массы приводит к нарушению условия равновесия и повороту измерительной камеры с последующим сливом жидкости из полости камеры в корпус преобразователя. Затем этот процесс повторяется в другой полости камеры. Жидкость из полости измерительной камеры и излишек свободного газа одновременно вытесняются из нижней части корпуса в выходной коллектор. Магнит, закреплённый на измерительной камере, при её повороте проходит мимо датчика в виде геркона или датчика Холла. Сигналы от датчика, число которых равно числу поворотов измерительной камеры, поступают в вычислитель БЭСКЖ или преобразователь нормирующий ПНСКЖ-1, в которых осуществляется их обработка до нормируемой величины.

Счетчик состоит из камерного преобразователя (КПР) и вычислителя БЭСКЖ-2М или КПР и датчика с нормированным выходным сигналом ПНСКЖ-1-03. КПР осуществляет прямое измерение массы жидкости.

Основные составляющие КПР: корпус, в котором размещен формирователь потока в виде сопла; блок измерительный БИ СКЖ (один или два в зависимости от типоразмера).

6.2.4. Счетчик газа «АГАТ»

Счетчик газа турбинный АГАТ-1М (рис. 6.31) предназначен для измерения объема нефтяного попутного газа в составе групповых замерных установок типа «Спутник», эксплуатируемых на нефтяных месторождениях с целью осуществления оперативного контролязарежимамиэксплуатации нефтяных скважин.

218

6.2.5. Счетчик СВГ.М

Счетчики газа вихревые СВГ.М (рис. 6.32) предназначены для оперативного и коммерческого учета потребляемого природного газа и других неагрессивных газов (воздух, азот, кислород и т.п.) на промышленных объектах.

Рис. 6.32. Счетчик газа СВГ.М

Счетчик СВГ.М состоит из датчика расхода ДРГ.М; датчика избыточного (абсолютного) давления с токовым выходом 4–20 мА типа «Сапфир-22М»; датчика температуры с унифицированным токовым выходным сигналом 0–5 или 4–20 мА; блока контроля теплоты микропроцессорного БКТ.М (блок БКТ.М).

Счетчик выполняет следующие функции:

измерение расхода газа;

измерение температуры и давления газа;

измерение времени наработки при включенном питании

ииндикация часов реального времени;

вычисление объема газа, приведенного в соответствии с ПР 50.2.019-96 к нормальным условиям;

вычисление среднечасовых значений параметров потока газа (давление, температура, расход в рабочих и нормальных метрах кубических) по каждому контролируемому газопроводу;

накопление информации об объеме газа в нормальных метрах кубических с нарастающим итогом по каждому контролируемому газопроводу;

отображение информации о текущих, среднечасовых и итоговых параметрах потока газа по каждому контролируемому газопроводу на индикаторе-дисплее блока БКТ.М;

220