какие требования предъявляются к станции управления фонтанной арматурой газлифтной скважины

Об утверждении федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»

Проектирование и эксплуатация фонтанных и газлифтных скважин

Результаты опрессовки оформляются актом комиссии, в состав которой включается представитель эксплуатирующей организации.

584. После замены узлов, задвижек фонтанной арматуры, установленной на устье скважины, опрессовка производится скважинным давлением, но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны, с составлением акта.

586. Фонтанные скважины с дебитом 400 т/сут. нефти или 500 тыс. м /сут. газа и более, расположенные на расстоянии менее 500 м от населенного пункта, а также морские фонтанные скважины с дебитом 400 т/сут. нефти или 500 тыс. м /сут. газа оснащаются внутрискважинным оборудованием (пакер и клапан-отсекатель, циркуляционный клапан, станция управления).

587. В процессе эксплуатации скважины внутрискважинный клапан-отсекатель должен периодически проверяться на срабатывание в соответствии с инструкцией завода-изготовителя. Установка клапана-отсекателя и проверка его на срабатывание должны оформляться актом эксплуатирующей организации.

588. На кустовой площадке газопроводы газлифта, станки-качалки, станции управления, трансформаторные подстанции, кабельные эстакады должны располагаться по одну сторону от оси куста скважин. Въезд транспорта (кроме технологического) на территорию куста скважин запрещается. Подземная прокладка кабельных линий КЭЦН и СКН по другую сторону от оси куста скважин должна быть обоснована проектными решениями.

589. Устройство шахтных колодцев на устье скважин должно соответствовать рабочему проекту на бурение скважин с учетом конкретных габаритов колонных головок, ПВО и условий данного региона, в зависимости от категории скважины.

590. На выкидных линиях и манифольдах скважин, работающих с температурой рабочего тела 80°С и более, необходимо устанавливать температурные компенсаторы.

591. Устранение неисправностей, замена быстроизнашивающихся и сменных деталей фонтанной арматуры под давлением запрещаются. В отдельных случаях при аварийных ситуациях эти работы могут производиться работниками штатных или внештатных аварийно-спасательных формирований.

592. После монтажа манифольда и соединения его с отводами фонтанной арматуры и трубной головки производится гидроиспытание системы на рабочее давление.

593. Станцию управления фонтанной арматурой газлифтной скважины следует устанавливать на расстоянии 30-35 м от устья в специальном помещении, надежно укреплять и заземлять. Температура в помещении должна обеспечивать безотказную работу станции.

594. Воздухопроводы и кабели, соединяющие станцию управления с фонтанной арматурой, должны быть проложены на эстакадах.

595. Перевод скважины на газлифтную эксплуатацию должен осуществляться в соответствии с планом, утвержденным техническим руководителем организации.

596. Перед переводом скважины на газлифтную эксплуатацию эксплуатационная колонна, устьевое оборудование и НКТ должны быть опрессованы на максимальное (пусковое) давление.

597. Для обвязки скважины должны использоваться бесшовные стальные трубы, соединенные сваркой. Фланцевые соединения допускаются только в местах установки задвижек и другой арматуры.

598. При монтаже и эксплуатации трубопроводов обвязки устья скважины должны обеспечиваться следующие требования:

трубопроводы должны плотно, без зазоров и перекосов укладываться на подушки неподвижных опор, крепление труб хомутами должно исключать возможность их перемещения;

верхние плоскости опор должны быть выверены по уровню, если это требование предусмотрено документацией;

опорные поверхности должны прилегать по всей площади соприкосновения без перекосов;

запрещается установка прокладок между трубой и подушкой опор для обеспечения необходимого уклона трубопровода;

при укладке трубопроводов сварные швы необходимо располагать от края опоры на расстоянии не менее 50 мм для труб диаметром менее 50 мм и не менее 200 мм для труб диаметром свыше 50 мм.

599. Газораспределительные трубопроводы после монтажа должны быть продуты сжатым воздухом, опрессованы жидкостью на давление, превышающее на 25% максимальное рабочее.

Газораспределительные устройства должны иметь системы индивидуального автоматического измерения расхода газа с выводом системы управления на диспетчерский пункт, свечи для продувки и устройства для подачи ингибитора.

600. Устье газлифтной скважины должно быть оборудовано фонтанной арматурой с манифольдом, имеющим продувочные линии с выводом на свечу, удаленную не менее чем на 20 м. На манифольде устанавливается обратный клапан.

602. При ликвидации гидратных пробок давление в газопроводе следует снизить до атмосферного, а подогрев этих участков осуществлять паром. При сохранении пропускной способности разрешается предварительная подача ингибитора без остановки газопровода.

603. В процессе работы компрессорной станции газлифтной системы необходимо проводить:

Источник

Какие требования предъявляются к станции управления фонтанной арматурой газлифтной скважины

Скачать умную клавиатуру Очень рекомендуем скачать умную клавиатуру с автоисправлением от Яндекса на свой телефон

С этой клавиатурой вы сможете в 3 раза быстрее вводить текст в поле поиска

Поделится с коллегами:

Какие требования предъявляются к станции управления фонтанной арматурой газлифтной скважины? ТЕСТ.

Ответ на вопрос находится ниже.

Наш онлайн-проект «ПроКонспект» является Вашим индивидуальным интернет-помощником.

По оформлению сайта, рекламе и багам обращайтесь к администратору в группе ВКонтакте
Администрация сайта ПроКонспект.рф
Метрика.Яндекс
Все права защищены.

Источник

Принципы газлифтной эксплуатации скважин

Газлифтная скважина – фонтанная скважина, в которой недостающий для необходимого разгазирования жидкости газ подводится с поверхности по специальному каналу.

Газлифтная скважина – фонтанная скважина, в которой недостающий для необходимого разгазирования жидкости газ подводится с поверхности по специальному каналу (рис. 1 ниже).

По колонне труб 1 газ с поверхности подается к башмаку 2, где смешивается с жидкостью, образуя ГЖС, которая поднимается на поверхность по подъемным трубам 3. Закачиваемый газ добавляется к газу, выделяющемуся из пластовой жидкости.

В результате смешения газа с жидкостью образуется ГЖС такой плотности, при которой имеющегося давления на забое скважины достаточно для подъема жидкости на поверхность.

Все понятия и определения, изложенные в теории движения газожидкостных смесей в вертикальных трубах, в равной мере применимы к газлифтной эксплуатации скважин и служат ее теоретической основой.Точка ввода газа в подъемные трубы (башмак) погружена под уровень жидкости на величину h; давление газа Р₁ в точке его ввода в трубы пропорционально погружению h и связано с ним очевидным соотношением Р₁ = h*g. Давление закачиваемого газа, измеренное на устье скважины, называется рабочим давлением Рp. Оно практически равно давлению у башмака Р₁ и отличается от него только на величину гидростатического давления газового столба Р₁ и потери давления на трение газа в трубе Р₂, причем Р₁ увеличивает давление внизу Р₁, а Р₂ уменьшает.

Точка ввода газа в подъемные трубы (башмак) погружена под уровень жидкости на величину h; давление газа Р₁ в точке его ввода в трубы пропорционально погружению h и связано с ним очевидным соотношением Р₁ = h*g. Давление закачиваемого газа, измеренное на устье скважины, называется рабочим давлением Рp. Оно практически равно давлению у башмака Р₁ и отличается от него только на величину гидростатического давления газового столба Р₁ и потери давления на трение газа в трубе Р₂, причем Р₁ увеличивает давление внизу Р₁, а Р₂ уменьшает. Таким образом,

В реальных скважинах Р₁ составляет несколько процентов от Р₁, а Р₂ еще меньше. Поэтому рабочее давление Рр и давление у башмака Р₁ мало отличаются друг от друга.

Достаточно просто определить давление на забое работающей газлифтной скважины по ее рабочему давлению на устье.

Это упрощает процедуру исследования газлифтной скважины, регулировку ее работы и установление оптимального режима.

Скважину, в которую закачивают газ для использования его энергии для подъема жидкости, называют газлифтной, при закачке для той же цели воздуха – эрлифтной.

Применение воздуха способствует образованию в насосно-компрессорных трубах (НКТ) очень стойкой эмульсии, разложение которой требует ее специальной обработки поверхностно-активными веществами, нагрева и длительного отстоя.

Выделяющаяся при сепарации на поверхности газовоздушная смесь опасна в пожарном отношении, так как при определенных соотношениях образует взрывчатую смесь.

Это создает необходимость выпуска отработанной газовоздушной смеси после сепарации в атмосферу.

Применение углеводородного газа, хотя и способствует образованию эмульсии, но такая эмульсия нестойкая и разрушается (расслаивается) часто простым отстоем без применения дорогостоящей обработки для получения чистой кондиционной нефти.

Это объясняется отсутствием кислорода или его незначительным содержанием в используемом углеводородном газе и химическим родством газа и нефти, имеющих общую углеводородную основу.

Кислород, содержащийся в воздухе, способствует окислительным процессам и образованию на глобулах воды устойчивых оболочек, препятствующих слиянию воды, укрупнению глобул и последующему их оседанию при отстое.

Вследствие своей относительной взрывобезопасности отработанный газ после сепарации собирается в систему газосбора и утилизируется.

Причем отсепарированный газ газлифтной скважины при бурном перемешивании его с нефтью при движении по НКТ обогащается бензиновыми фракциями.

При физической переработке такого газа на газобензиновых заводах получают нестабильный бензин и другие ценные продукты.

Что касается нефти, то она стабилизируется, что уменьшает ее испарение при транспортировке и хранении.

Переработанный (осушенный) на газобензиновых заводах газ снова используется для работы газлифтных скважин после его предварительного сжатия до необходимого давления на компрессорных станциях промысла.

Таким образом, газлифт позволяет улучшать использование газа и эксплуатировать месторождение более рационально по сравнению с эрлифтом.

Единственным достоинством эрлифта является неограниченность источника воздуха как рабочего агента для газожидкостного подъемника.

Реальные газлифтные скважины не оборудуются по схеме, показанной на рис. 1, так как спуск в скважину двух параллельных рядов труб, жестко связанных внизу башмаком, практически осуществить нельзя.

Эта схема приведена только лишь для пояснения принципа работы газлифта.

Однако ее использование вполне возможно и в ряде случаев целесообразно для откачки больших объемов жидкости, например, из шахт или других емкостей с широким проходным сечением.

Источниками сжатого газа обычно бывают либо специальные компрессорные станции, либо компрессорные газоперерабатывающих заводов, развивающие необходимое давление и обеспечивающие нужную подачу.

Такую систему газлифтной эксплуатации называют компрессорным газлифтом.

Системы, в которых для газлифта используется природный газ из чисто газовых или газоконденсатных месторождений, называют бескомпрессорным газлифтом.

При бескомпрессорном газлифте природный газ транспортируется до места расположения газлифтных скважин и обычно проходит предварительную подготовку на специальных установках, которая заключается в отделении конденсата и влаги, а иногда и в подогреве этого газа перед распределением по скважинам.

Избыточное давление обычно понижается дросселированием газа через одну или несколько ступеней штуцеров.

Существует система газлифтной эксплуатации, которая называется внутрискважинным газлифтом.

В этих системах источником сжатого газа служит газ газоносных пластов, залегающих выше или ниже нефтенасыщенного пласта.

Оба пласта вскрываются общим фильтром.

В таких случаях газоносный горизонт изолируется от нефтеносного пласта одним или двумя пакерами (сверху и снизу), и газ вводится в трубы через штуцерное устройство, дозирующее количество газа, поступающего в НКТ.

Внутрискважинный газлифт исключает необходимость предварительной подготовки газа, но вносит трудности в регулировку работы газлифта.

Этот способ оказался эффективным средством эксплуатации добывающих скважин на нефтяных месторождениях Тюменской области, в которых над нефтяными горизонтами залегают газонасыщенные пласты с достаточными запасами газа и давления для устойчивой и продолжительной работы газлифта.

Источник

Какие требования предъявляются к станции управления фонтанной арматурой газлифтной скважины

ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ЭКОЛОГИЧЕСКОМУ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ И АТОМНОМУ НАДЗОРУ

от 26 апреля 2021 года N 167-рп

2. Центральной аттестационной комиссии и территориальным аттестационным комиссиям Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору при проведении аттестации работников поднадзорных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору организаций руководствоваться утвержденными настоящим распоряжением вопросами тестирования.

3. И.о. начальника Управления информатизации Е.В.Дворнову обеспечить размещение в порядке информации вопросов тестирования, упомянутых в пункте 1 настоящего распоряжения, на официальном сайте Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору.

4. Настоящее распоряжение вступает в силу с 17 мая 2021 года.

Приложение

УТВЕРЖДЕНЫ
распоряжением Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 26 апреля 2021 года N 167-рп

Б.2.1. Эксплуатация объектов нефтяной и газовой промышленности

1. Что должно быть предусмотрено в оперативной части ПЛА?

2. Кто утверждает ПЛА?

3. В каком порядке осуществляется допуск подрядных организаций на опасные производственные объекты нефтегазодобывающих производств?

4. Кто утверждает перечень работ, осуществляемых по наряду-допуску, порядок оформления нарядов-допусков, перечни должностей специалистов, имеющих право руководить этими работами?

5. Требования какого документа обеспечивают безопасность технологических процессов на объектах добычи, сбора и подготовки нефти, газа и газового конденсата?

6. Какими организациями разрабатываются и утверждаются технологические регламенты на работы по добыче, сбору и подготовке нефти, газа и газового конденсата?

7. Какие требования предъявляются к техническим устройствам, которые вводятся в эксплуатацию на ОПО после капитального ремонта, связанного с конструктивными изменениями?

8. Кем определяются критерии предельных состояний и критерии вывода из эксплуатации оборудования, инструментов, контрольно-измерительных приборов?

9. Какими светильниками должны быть обеспечены опасные производственные объекты нефтегазодобывающих производств?

10. Разрешается ли последовательно включать в заземляющее устройство несколько заземляемых объектов?

11. Какие требования предъявляются к работникам, осуществляющим непосредственное руководство и выполнение работ по бурению, освоению, ремонту, реконструкции, консервации и ликвидации скважин, ведению геофизических и ПВР на скважинах?

12. На какое давление следует производить опрессовку фонтанной арматуры в собранном виде до и после установки на устье?

13. Чем завод-изготовитель должен оснащать фонтанную арматуру?

14. Какие фонтанные скважины должны оснащаться внутрискважинным оборудованием (пакер и клапан-отсекатель, циркуляционный клапан, станция управления)?

15. На основании чего проводится периодическая проверка клапана-отсекателя на срабатывание в процессе его эксплуатации?

16. Что необходимо устанавливать на выкидных линиях и манифольдах скважин, работающих с температурой рабочего тела 80°С и более?

17. Разрешается ли устранение неисправностей, замена быстроизнашивающихся и сменных деталей фонтанной арматуры под давлением?

18. На какое давление опрессовывается манифольд после монтажа и соединения его с отводами фонтанной арматуры и трубной головки?

19. Какие требования предъявляются к станции управления фонтанной арматурой газлифтной скважины?

20. Кем утверждается проект и план перевода скважины на газлифтную эксплуатацию?

21. Какие способы соединений труб используются для обвязки скважины и аппаратуры, а также для газопроводов при фонтанной и газлифтной эксплуатации скважин?

22. Что необходимо сделать с газораспределительными трубопроводами после их монтажа?

23. Что должна предусматривать подготовка рабочего агента (газа) при газлифтной эксплуатации?

24. Каким образом необходимо производить ликвидацию гидратных пробок в газопроводах?

25. Как часто следует производить осмотр всех внутриплощадочных технологических трубопроводов, сепараторов, емкостей, запорно-регулирующей арматуры в процессе работы компрессорной станции газлифтной системы?

26. Чем должно быть оборудовано устье скважины при эксплуатации ее штанговыми насосами?

27. В каких случаях при отключении на пусковом устройстве электродвигателя периодически работающей скважины с автоматическим, дистанционным или ручным пуском вывешивается плакат «Не включать, работают люди!»?

28. Какие плакаты должны быть постоянно укреплены на пусковом устройстве и вблизи него на скважинах с автоматическим и дистанционным управлением станков-качалок?

29. Какие узлы и устройства станка-качалки должны иметь ограждения и быть окрашены?

30. Куда должны иметь выход системы замера дебита, контроля пуска, остановки скважин?

31. Что должно устанавливаться для обслуживания тормоза станка-качалки?

32. Какие требования предъявляются к заземлению кондуктора (технической колонны) и рамы станка-качалки?

33. Как должен прокладываться силовой кабель от станции управления к устью скважины при ее эксплуатации погружным электронасосом?

34. Каким образом допускается подвешивать кабельный ролик на мачте подъемного агрегата?

35. Где следует размещать силовой кабель электронасоса при свинчивании и развинчивании труб?

36. Какова максимальная скорость спуска (подъема) погружного электронасоса в вертикальную скважину?

37. Каким требованиям должно отвечать помещение технологического блока установки гидропоршневых и струйных насосов?

38. Что необходимо сделать с эксплуатационной колонной перед спуском в нее пакера?

39. Каким образом необходимо производить монтаж и демонтаж лубрикатора?

40. Какими контрольно-измерительными приборами должна быть оборудована каждая нагнетательная линия установки гидропоршневых и струйных насосов?

41. С какой периодичностью необходимо проверять исправность системы автоматики и предохранительных устройств гидропоршневых и струйных насосов?

42. До какой величины должно быть снижено давление в нагнетательном трубопроводе при остановке силового насоса?

43. С какой периодичностью и в каком объеме проводятся исследования эксплуатационных скважин на нефтегазодобывающих объектах?

44. Разрешается ли исследование разведочных и эксплуатационных скважин в случае отсутствия утилизации жидкого продукта?

45. Что из нижеперечисленного должно быть указано в плане производства работ по нагнетанию в скважину газа, пара, химических и других агентов?

46. Какими документами следует руководствоваться при эксплуатации УКПГ, газосборных пунктов, головных сооружений?

47. Какое устройство должно быть установлено на нагнетательной линии у устья скважины при закачке в нее химреагентов, пара, горячей воды?

48. На какое значение давления должна быть опрессована нагнетательная система после сборки до начала закачки?

49. Какие меры безопасности должны быть выполнены обслуживающим персоналом при производстве гидравлических испытаний нагнетательной системы?

50. В чем должен убедиться руководитель работ перед началом технологического процесса на скважине с применением передвижных агрегатов?

51. Какой радиус опасной зоны должен быть установлен вокруг скважины и применяемого оборудования на период тепловой и комплексной обработки?

52. Какие требования предъявляются к размещению передвижных насосных установок у устья скважины?

53. За счет чего должна исключаться возможность образования взрывоопасных смесей внутри аппаратов и трубопроводов?

54. Какие требования предъявляются к выкидной линии от предохранительного устройства насоса?

55. Допускаются ли вибрация и гидравлические удары в нагнетательных коммуникациях?

56. Что из нижеперечисленного должно находиться на месте производства работ по закачке агрессивных химреагентов в скважину?

57. Каким образом следует поступать с остатками химреагентов?

58. Какими техническими средствами должна быть обеспечена бригада для определения концентрации паров серной кислоты и серного ангидрида?

59. В какой момент следует производить загрузку термореактора магнием?

60. На каком расстоянии от скважины или участка нагнетательного трубопровода запрещается находиться при их продувке?

61. При какой предельно допустимой концентрации содержания диоксида углерода в воздухе закрытого помещения работы в нем должны быть прекращены?

62. Чем должны быть оснащены парогенераторные и водонагревательные установки?

63. Какое минимальное расстояние должно быть между парораспределительным пунктом и устьем нагнетательной скважины?

64. Каким образом должно осуществляться управление запорной арматурой скважины, оборудованной под нагнетание пара или горячей воды?

65. При каких отклонениях должна срабатывать автоматическая защита, прекращающая подачу топлива в парогенератор?

66. При каком остаточном давлении паров продукта не допускается налив в цистерны?

67. В каком положении должна находиться задвижка на отводе от затрубного пространства при закачке теплоносителя (с установкой пакера)?

68. На каком минимальном расстоянии от емкости с горячим нефтепродуктом должна располагаться установка для подогрева?

69. Какие условия должны выполняться при пересечении подземных промысловых трубопроводов с автомобильными и железными дорогами?

70. На каком расстоянии и каким образом следует устанавливать емкость с горячим нефтепродуктом для обработки скважины?

71. Какие требования предъявляются к спуску забойного электронагревателя в скважину?

72. При каких условиях допускается подключать сетевой кабель к пусковому оборудованию электронагревателя?

73. Когда пороховые генераторы (аккумуляторы) давления должны устанавливаться в спускаемую гирлянду зарядов?

74. Какие требования предъявляются к месту хранения ящиков с пороховыми зарядами?

Источник