Сбор обработка и передача информации со скважин

Обновлено: 07.07.2024

Нефть, Газ и Энергетика

Примечание: Статический и динамический уровень в скважине определяется с помощью уровнемера (эхолота). В зависимости от функциональных возможностей уровнемера необходимо записывать в оперативную память эхолота графики эхограмм для дальнейшей расшифровки и архивации. При отсутствии давления в кольцевом пространстве скважины необходимо использовать эхолот с устройством генерации акустических импульсов (УГАС, ГАИ).

Каждый работник, занимающийся запуском в работу УЭЦН после ремонта скважин, при выводе скважины на режим должен знать следующее:

Все выше перечисленные данные должны быть выданы перед освоением оператору по добыче нефти и газа (оператору по исследованию) технологом цеха.

Оператор пульта управления в добыче нефти и газа: его обязанности и работа

Нефтегазовая отрасль за последние десятилетия претерпела серьезные изменения. В первую очередь они касаются внедрения компьютеризированных систем, автоматики и телемеханики. Это позволило упростить труд нефтяников, увеличить эффективность добычи углеводородов. По этой же причине в отдельную специальность выделилась ещё одна «нефтяная» профессия – оператор пульта управления в добыче нефти и газа.

Описание профессии

Суть работы оператора пульта управления в добыче нефти и газа заключается в контроле режимов автоматизированных систем нефтедобычи. Более привычный термин для такой должности – диспетчер.

С помощью средств телемеханики оператор может следить за параметрами целых кустов скважин, разбросанных по обширной территории, а также за процессом разделения (сепарирования) газа и нефтяного сырья. В самых общих чертах это осуществляется с помощью групповой замерной установки (ГЗУ) – именно с нее данные о параметрах добычи поступают на пульт оператора.

Телемеханическая система замеряет основные параметры:

температура, давление, дебит скважины;

показатели многоходового переключателя скважин (ПЗМ);

состояние оборудования, задействованного в добыче нефти (за этим следят специальные датчики);

сбор и передача информации на единый сервер;

отображение процесса в виде визуальной информации на мониторе оператора.

Иными словами, оператор пульта управления может замерять основные параметры нефтедобычи, не находясь на месторождении, и оперативно корректировать процесс. Работает он под началом центральной инженерно-технологической службы (ЦИТС), выполняя её указания.

Также в его обязанности входит:

подготовка отчетов и сводок о работе скважин и количестве полученного продукта;

составление заявок для инженерных служб по выделению спецтехники и транспорта;

координация работы бригад подземного и наземного ремонта;

наблюдение и выдача указаний по пуску и остановке скважин;

обработка оперативных приказов от ЦИТС;

ведение вахтовой документации, куда заносятся все плановые и внеплановые изменения в работе скважин, а также ремонтные работы на промысле;

передача оперативной информации о ходе ремонта и аварийных ситуациях на промысел и центральной технологической службе.

Иными словами, оператор пульта управления в добыче нефти и газа играет очень важную и ответственную роль – он координирует все процессы на месторождении.

Требования к квалификации оператора пульта управления в добыче нефти и газа

Данная категория работников относится к высококвалифицированным. Они должны хорошо разбираться в технике и устройстве всего оборудования на промысле. Вот краткий перечень требований к знаниям диспетчера-нефтяника:

особенности месторождения, на котором он работает;

как организован процесс добычи нефти, газа и газоконденсата;

методы освоения и интенсификации добычи;

назначение подземного и наземного оборудования на месторождении;

как организовывается капитальный и плановый ремонт скважин;

схемы транспортировки и отбора сырья;

основы телеконтроля и телеуправления, умение читать данные телеметрии;

назначение контрольно-измерительной аппаратуры.

Личностные качества оператора предполагают высокую степень ответственности, дисциплинированность, умение быстро реагировать на внештатные ситуации. Хорошему специалисту требуется также внимательность и хорошие организаторские способности.

Разумеется, за пультом во время дежурной смены сидит не один диспетчер. Однако более опытный сотрудник всегда должен уметь подстраховать своего менее опытного коллегу. Кроме того, он несет персональную ответственность за успешную работу месторождения.

Где выучиться на оператора управления в добыче нефти и газа

Специалистов такого уровня готовят в нефтегазовых колледжах и прочих учреждениях СПО. Также свои учебные центры организуют нефтегазовые компании, где как правило проводят переподготовку кадров.

Однако нередки случаи, когда на должность диспетчера берут только выпускников профильных вузов со специальностью Инженера-нефтяника.

Уровень заработной платы оператора управления в добыче нефти и газа

Работы в нефтегазовой отрасли хватает, однако, вакансии оператора управления (диспетчера) встречаются не так часто.

Условия работы типичны для нефтегазовой сферы: вахтовый метод на севере (30/30 дней). Уровень заработной платы колеблется от 70 до 100 тысяч рублей.

Плюсы и минусы работы оператора пульта управления в добыче нефти и газа

В числе плюсов можно отметить:

высокую заработную плату и стабильность выплат;

официальное трудоустройство с полным социальным пакетом;

«северный» стаж, надбавки и ранний выход на пенсию.

Минусов у такой работы тоже хватает:

высокая степень ответственности;

высокие требования к квалификации;

конкуренция со специалистами с высшим образованием;

вахтовая работа вдали от дома.

Пройти обучение

Межрегиональная Академия промышленного и строительного комплекса (МАСПК) приглашает слушателей пройти обучение на курсах профессиональной переподготовки по направлению «Нефтегазовое дело». Ресурсы Академии позволяют дистанционно обучать тысячи специалистов из всех регионов России. Наши учебные программы составляются при участии ведущих специалистов в своей сфере и регулярно актуализируются, что позволяет нашим выпускникам успешно реализоваться в профессии.

Оператор по химической обработке скважин: его обязанности и суть работы

Нефтегазовая отрасль нуждается в сотнях квалифицированных специалистов на всех этапах добычи углеводородов. Опытные кадры нужны в геологоразведке, при промышленном бурении, для непосредственно добычи сырья. Последняя стадия сопровождается широким кругом операций, ведь основная задача – извлечь углеводороды максимально выгодным, безопасным и рациональным способом. Для этого применяется в числе прочего химическая обработка скважин, за которой следят рабочие-операторы.

Как происходит химическая обработка скважин

У каждой промышленной скважины для добычи нефти и газа есть свой дебит. Этим параметром обозначают количество товарного сырья, которое можно стабильно получать определенное время.

Дебит рассчитывается по определенной формуле и при добыче сырой нефти измеряется в кубических метрах в сутки (м 3 /сутки), либо кубических метрах в час (м 3 /час). От этого параметра напрямую зависит окупаемость работ по бурению, а также экономическая целесообразность разработки месторождения.

Так или иначе запасы углеводородов иссякают, давление жидкости постепенно падает, и дебит скважины сокращается. Закрывать скважину слишком расточительно и нерационально, поэтому нужно искусственным образом поддерживать расчетное давление, пока из него не будут выкачаны все более-менее доступные запасы.

Для этого разработано несколько методик:

Тепловая обработка пласта;

Последний способ подходит как раз для слишком истощенных скважин, в которых уже больше воды, нежели нефти. При этом извлекают из такой скважины в основном маловязкую (жидкую) нефть.

Суть в том, что в пласт под большим давлением (свыше 100 атмосфер) закачивается определенное вещество, которое не реагирует с сырьем и не изменяет его свойств, но при этом выталкивает его на поверхность в устье скважины.

Наиболее распространенное вещество для закачки в пласт – это соляная кислота, хотя применяются и щелочь, и полимерные растворы, и поверхностно-активные вещества (ПАВ).

Чем занимается оператор по химической обработке скважин

Для того, чтобы закачать жидкость в пласт, рядом с основной скважиной бурят ещё одну – нагнетательную. К ней подключают линию по закачке химреагентов из специального резервуара.

Весь этот комплекс оборудования поддерживает бригада операторов. Их основная задача – следить за правильностью работы оборудования, его исправностью и поддерживать нужное давление в системе.

Помимо этого, опытный нефтяник должен:

Рассчитывать объем закачиваемой жидкости в пласт;

Проводить опрессовку трубопроводных линий и регулярно проверять их на герметичность;

Проводить динанометрические испытания скважин;

Вести вахтовый журнал;

Руководить бригадой подчиненных.

Добыча нефти на месторождении не останавливается ни на минуту, поэтому нефтяники работают исключительно сменами по 12-15 часов. Сама работа организована вахтовым методом (30/30 суток, либо 45/45 суток).

Требования к квалификации оператора по химической обработке скважин

На подобную должность принимают лишь квалифицированных работников (не ниже 3 разряда) и с профильным средним специальным образованием. При наличии второго разряда – работы производятся только под присмотром опытного специалиста.

Если говорить о навыках, то оператору требуется знать:

технологию добычи нефти и газа как общую, так и на данном конкретном месторождении;

как производится обработка скважины химическим веществом;

свойства вещества, которое используется для закачки;

конструкцию и правила эксплуатации используемого оборудования;

способы приготовления и рецептуру приготовления растворов;

правила хранения химических реагентов;

схемы обслуживаемой аппаратуры, датчиков и приборов автоматики;

правила обслуживания низковольтных и электротехнических установок.

Личностные качества описывать не имеет смысла. Каждое нефтяное месторождение в России – это объект стратегической важности, где не бывает случайных людей. Сотрудники здесь придерживаются строжайшей трудовой дисциплины и неукоснительно соблюдают технику безопасности.

Операторов по химической обработке скважин это касается особо, поскольку они имеют дело с агрессивными химическими компонентами (соляная кислота, щелочь).

Кроме того, в ряде случаев агрегаты по закачке химреагентов в пласт монтируются на шасси автомобилей. Поэтому оператору нелишне иметь водительское удостоверение категории «C».

Большая часть нефтедобычи в России сосредоточена на севере. Поэтому от кандидатов требуется железное здоровье, выносливость и исключительная работоспособность. Как правило, это мужская должность.

Где выучиться на оператора по химической обработке скважин

Специалистов по закачке химреагентов в пласт готовят в колледжах нефтегазовой направленности. Обучение проводится после 9 или 11 класса и составляет 4, либо 3 года соответственно.

Возможна профессиональная переподготовка при наличии иной базовой специальности, связанной с добычей нефти и газа. При этом потребуется повторная сдача экзаменов и почти наверняка понижение квалификации.

Вакансии специальности Оператор по химической обработке скважин и средняя заработная плата

Специальность оператора по закачке химреагентов в пласт достаточно востребована на рынке труда. При этом среди нефтяников это одна из самых денежных должностей. Так, например, при работе на месторождении в Якутии можно заработать до 120 тысяч рублей за вахту. Однако при этом работодателю требуются только квалифицированные работники со стажем от 2 лет.

Есть также ряд вакансий, где зарплата не так уж велика (к примеру, Осинское месторождение). Здесь оклад оператора составляет порядка 27 тысяч рублей.

Минусы и плюсы профессии Оператор по химической обработке скважин

Перечислим преимущества профессии:

достойная заработная плата;

«северный» стаж и ранний выход на пенсию, льготы;

возможности для профессионального роста и построения карьеры в нефтяной отрасли.

Организация сбора технологических данных с буровой и передачи данных в централизованное хранилище

Автоматизация технологического процесса составляет важную часть научно-технического прогресса в проведении геологоразведочных работ. Теоретические исследования в области совершенствования управления процессом бурения и его оптимизации получили новые возможности практической реализации с появлением управляющей микропроцессорной техники и созданием на ее основе систем компьютеризированного управления.

В отрасли в течение ряда лет проводятся исследования по созданию микропроцессорных систем компьютеризированного управления геолого-разведочным бурением, реализующие методы и средства универсального, многофункционального управления, способного в отличие от жестких аналоговых решений осуществлять гибкую технологию бурения.

Разнообразные образцы систем компьютеризированного управления процессом бурения разведочных скважин на твердые полезные ископаемые позволяют не только управлять процессом бурения в реальном времени по любому из известных алгоритмов, но и собирать, накапливать и обрабатывать информацию о процессе бурения, а также диагностировать работоспособность отдельных узлов и механизмов.

Компьютеризация технологических процессов на основе современной техники должна обеспечить интенсификацию производства, повышение качества и снижение себестоимости продукции.

Необходимость этого вытекает из анализа производственной деятельности геологоразведочных организаций по выполнению плановых заданий.

Одновременно с развитием бурения существует тенденция повышения требований к точности попадания забоя скважин в заданную точку и к соблюдению проектного профиля скважины. В связи с этим возникает необходимость обеспечения эффективного контроля пространственного положения ствола скважины. При бурении скважин применяется комплекс маркшейдерских работ, включающий специальное оборудование, инструмент, приборы, особые технологические приемы, и связанный как с заданием направления ствола скважины, так и с постоянным контролем за положением оси ствола скважины в пространстве.

В общем случае телеметрические системы осуществляют измерение первичной скважинной информации, ее передачу по каналу связи забой — устье, прием наземным устройством, обработку и представление оператору результатов обработки. Существующие телесистемы включают следующие основные части:

– технологическую оснастку (для электропроводной линии связи);

– антенну и принадлежности к ней (для электромагнитной линии связи);

– немагнитную УБТ (для телесистем с первичными преобразователями азимута с использованием магнитометров);

– забойный источник электрической энергии (для телесистем с беспроводной линией связи).

Данные от первичных преобразователей через коммутатор поступают на аналого-цифровой преобразователь (АЦП), затем через кодирующее устройство (КУ), усилитель-передатчик поступают в канал связи. На поверхности закодированная различными способами информация расшифровывается в обратном порядке и поступает на системы отображения и обработки для принятия решений по технологическому режиму.

Программное обеспечение информационно-измерительной системы контроля процесса бурения предназначено для сбора, хранения и обработки информации, поступающей с датчиков, расположенных на буровой. Программа обеспечивает в реальном масштабе времени следующие возможности: прием и оперативную обработку информации от датчиков технологических параметров бурения, расположенных на буровой.

В процессе регистрации данных программа выполняет следующее:

Принимает «сырые» значения с технологических датчиков через УСО.
Рассчитывает показания датчиков.
Рассчитывает значения вычисляемых параметров (скорости, объёмы раствора, число спущенных свечей и т. д.).
Автоматически определяет текущую технологическую операцию.
Передаёт данные для отображения на индикаторах пульта бурильщика.
Отображает полученную информацию в виде графиков и мнемосхем.
Периодически сохраняет значения всех параметров в базу данных в 3-х видах файлов.
Периодически сохраняет копию внутренних данных для того, чтобы в случае аварийного завершения регистрации можно было продолжить регистрацию с точки сохранения.

Трансляция данных по протоколу ТСР

Конвертор данных LeDecryptor выполняет чтение файлов данных программы «Регистрации» и выполняет отправку данных по протоколу TCP в формате WITS.

При этом LeDecryptor выполняет конвертирование параметров исходя из своих настроек.

Интерфейс основного окна представлен на (Рис 1). Окно состоит из элементов настройки и индикации работы программы. Все элементы основного окна программы объединены в логические группы — блоки.

В блоке Данные станции выполняется настройка чтения данных программы «Регистрации».

Для того, чтобы выбрать место расположения данных, нужно нажать на кнопку в конце строки, появится окно с выбором нужной папки.

В блоке приемник WITS указываются настройки на приемник данных WITS. Для передачи данных устанавливается, TCPClient в нем указывается IP — адрес и порт.

В блоке Сервер нужно указать настройки на службу CryptCheker.exe, которая работает на сервере, указывается порт и адрес или IP сервера

Блок процесса чтения представляет информационный блок показывающий процесс чтения данных.

В Логическом блоке чтения файлов показывается процесс чтения файла в виде последовательности происходящих событий

В блоке процесса отправки так же как и в информационном блоке, показывающий состояние соединения с приемником WITS и размер очереди отправки записей

$C:\Users\Иван\Desktop\Безымянный2.jpg$

Рис. 1. Основной экран программы

Формат передачи данных

WITS — это Формат, а точнее метод записи данных, разрабатывался для обмена данными между сервисными компаниями, нефтяной промышленности, задействованных при непосредственном бурении скважин. Это текстовый ASCII-формат с предопределенными типами данных. Может быть использован как протокол при различных видах передачи (например, по TCP/IP или COM).

Сеанс передачи включает в себя серию наборов данных, где набор данных представляет собой группу подобных элементов данных.

Содержание набора данных имеет следующие ограничения:

Набор данных не должен иметь элементов, данных более чем из одного типа записи.
Один и тот же элемент данных не должен повторяться в одном и том же наборе данных.
Если это не оговорено отдельно, элемент данных с признаком отсутствия значения -9999.0 не требует отправки, если должен посылаться элемент с нулевым значением

Алгоритм решения иего описание

Для реализации передачи данных в централизованное хранилище используется специализированные компоненты платформы java EE: JMS, адаптер ресурсов.

Технология Java EE является расширением языковой платформы Java, которое позволяет создавать масштабируемые, мощные и переносимые корпоративные приложения. В ней определено несколько типов контейнеров для компонентов приложения: Enterprise JavaBean (EJB), Java Server Pages (JSP) и сервлеты (Servlets).

EJB — это основа платформы Java EE. Она определяет способ инкапсуляции логики приложений и позволяет распределить ее способом, учитывающим масштабируемость, безопасность и поддержку транзакций так, что одновременный доступ к данным не приводит к нарушению целостности данных.

Программное обеспечение «Ригистратор» информационно-измерительной системы контроля процесса бурения предназначено для сбора, и обработки информации, поступающей с датчиков. В дальнейшем при помощи Конвертор LeDecryptor выполняет чтение файлов данных программы «Регистрации» и выполняет отправку данных по протоколу TCP в формате WITS.

Далее информация поступает на сервер приложения, где находится коннектор адаптера, который содержит EJB-Jar и RAR файлы.

EJB-Jar -файл — это обычный java-jar -файл, который содержит компонент EJB, домашний и удаленный интерфейсы, а также описатель развертывания. EJB — Enterprise JavaBeans — это высокоуровневая, базирующаяся на использовании компонентов технология создания распределенных приложений, которая использует низкоуровневый API для управления транзакциями. RAR — является коннектором для подключения к EJB-Jar.

Рассмотрим информационную блок-схему последовательности действий программы при ее запуске (Рис 2).

$D:\13.jpg$

Рис. 2. Информационная блок-схема

Средой разработки приложения является Eclipce Juno

Eclipse — свободная интегрированная среда разработки модульных кроссплатформенных приложений.

Наиболее известные приложения на основе EclipcePlatform — различные «Eclipse IDE» для разработки ПО на множестве языков например, наиболее популярный «Java», поддерживавшийся изначально.

Eclipse служит в первую очередь платформой для разработки расширений, Eclipse JDT (JavaDevelopmentTools) — наиболее известный модуль, нацеленный на групповую разработку: среда интегрирована с системами управления. Eclipse написана на Java, потому является платформа-независимым продуктом, за исключением библиотеки SWT, которая разрабатывается для всех распространённых платформ Она полностью опирается на нижележащую платформу (операционную систему), что обеспечивает быстроту и натуральный внешний вид пользовательского интерфейса. Основой Eclipse является платформа расширенного клиента.

Гибкость Eclipse обеспечивается за счёт подключаемых модулей, благодаря чему возможна разработка не только на Java, но и на других языках, таких, как C/C++, Perl, Groovy, Ruby, Python, PHP, Erlang, Компонентного Паскаля, Zonnon, и прочих

В качестве сервера приложений используется «GlassFish»

GlassFish — это сервер приложений с открытым исходным кодом, реализующий спецификации Java EE, изначально разработанный SunMicrosystem..

В основу GlassFish легли части кода JavaSystemApplicationServer компании Sun и ORM TopLink (решение для хранения Java объектов в реляционных БД, предоставленное Oracle). В качестве сервлет-контейнера в нём используется модифицированный ApacheTomcat, дополненный компонентом Grizzly, использующим технологию Java NIO.

PostgreSQL- свободная объектно-реляционная система управления базами данных (СУБД). Использует порт 5432/tcp/udp. PostgreSQL использует только один механизм хранения данных под названием Postgresstoragesystem (система хранения Postgres), в котором транзакции и внешние ключи полностью функциональны, в отличии от MySQL, в котором InnoDB и BDB являются единственными типами таблиц, которые поддерживают транзакции.

По умолчанию PostgreSQL настроен так, что каждый локальный пользователь может подсоединиться к базе, совпадающей по названию с регистрационным именем клиента, при условии что такая база данных уже создана.

Все объекты (таблицы, индексы) базы данных в PostgreSQL хранятся в каталоге data/base/OID, т. е. названием каталога, содержащего БД, будет не имя БД (как в MySQL), а номер (OID) БД.

Сбор обработка и передача информации со скважин

ДОЛЖНОСТНАЯ ИНСТРУКЦИЯ

оператора пульта управления в добыче нефти и газа 5-го разряда

1. Общие положения

1.1. Настоящая должностная инструкция определяет функциональные, должностные обязанности, права и ответственность оператора пульта управления в добыче нефти и газа 5-го разряда подразделения «Углеводородные технологии» (далее - Оператор пульта управления в добыче нефти и газа 5-го разряда) ПАО «Газпром» (далее Учреждение).

1.2. На должность оператора пульта управления в добыче нефти и газа 5-го разряда назначается лицо, удовлетворяющее следующим требованиям к образованию и обучению:

с опытом практической работы:

Особые условия допуска к работе оператора пульта управления в добыче нефти и газа 5-го разряда :

1.3. Оператор пульта управления в добыче нефти и газа 5-го разряда должен знать:

1.4. Оператор пульта управления в добыче нефти и газа 5-го разряда должен уметь:

1.5. Оператор пульта управления в добыче нефти и газа 5-го разряда назначается на должность и освобождается от должности приказом заместителя председателя правления Учреждения в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации.

1.6. Оператор пульта управления в добыче нефти и газа 5-го разряда подчиняется заместителю председателю правлению Учреждения и начальнику подразделения «Углеводородные технологии»

2. Трудовые функции

3. Должностные обязанности

Оператор пульта управления в добыче нефти и газа 5-го разряда имеет право:

4.1. Запрашивать и получать необходимую информацию, а так же материалы и документы, относящиеся к вопросам деятельности оператора пульта управления в добыче нефти и газа 5-го разряда .

4.2. Повышать квалификацию, проходить переподготовку (переквалификацию).

4.3. Вступать во взаимоотношения с подразделениями сторонних учреждений и организаций для решения вопросов, входящих в компетенцию оператора пульта управления в добыче нефти и газа 5-го разряда .

4.4. Принимать участие в обсуждении вопросов, входящих в его функциональные обязанности.

4.5. Вносить предложения и замечания по вопросам улучшения деятельности на порученном участке работы.

4.6. Обращаться в соответствующие органы местного самоуправления или в суд для разрешения споров, возникающих при исполнении функциональных обязанностей.

4.7. Пользоваться информационными материалами и нормативно-правовыми документами, необходимыми для исполнения своих должностных обязанностей.

4.8. Проходить в установленном порядке аттестацию.

5. Ответственность

Оператор пульта управления в добыче нефти и газа 5-го разряда несет ответственность за:

5.1. Неисполнение (ненадлежащее исполнение) своих функциональных обязанностей.

5.2. Невыполнение распоряжений и поручений заместителя председателя правления Учреждения.

5.3. Недостоверную информацию о состоянии выполнения порученных заданий и поручений, нарушении сроков их исполнения.

5.4. Нарушение правил внутреннего трудового распорядка, правила противопожарной безопасности и техники безопасности, установленных в Учреждении.

5.5. Причинение материального ущерба в пределах, установленных действующим законодательством Российской Федерации.

5.6. Разглашение сведений, ставших известными в связи с исполнением должностных обязанностей.

За вышеперечисленные нарушения оператор пульта управления в добыче нефти и газа 5-го разряда может быть привлечен в соответствии с действующим законодательством в зависимости от тяжести проступка к дисциплинарной, материальной, административной, гражданской и уголовной ответственности.

Настоящая должностная инструкция разработана в соответствии с положениями (требованиями) Трудового кодекса Российской Федерации от 30.12.2001 г. № 197 ФЗ (ТК РФ) (с изменениями и дополнениями), профессионального стандарта «Работник по эксплуатации оборудования по добыче нефти, газа и газового конденсата» утвержденного приказом Министерства труда и социальной защиты Российской Федерации от 13 марта 2017 г. № 263н и иных нормативно–правовых актов, регулирующих трудовые отношения.

Сбор обработка и передача информации со скважин

ДОЛЖНОСТНАЯ ИНСТРУКЦИЯ

оператора по добыче нефти и газа 3-го разряда

1. Общие положения

1.1. Настоящая должностная инструкция определяет функциональные, должностные обязанности, права и ответственность оператора по добыче нефти и газа 3-го разряда подразделения «Углеводородные технологии» (далее - Оператор по добыче нефти и газа 3-го разряда) ПАО «Газпром» (далее Учреждение).

1.2. На должность оператора по добыче нефти и газа 3-го разряда назначается лицо, удовлетворяющее следующим требованиям к образованию и обучению:

с опытом практической работы:

Особые условия допуска к работе оператора по добыче нефти и газа 3-го разряда :

1.3. Оператор по добыче нефти и газа 3-го разряда должен знать:

1.4. Оператор по добыче нефти и газа 3-го разряда должен уметь:

1.5. Оператор по добыче нефти и газа 3-го разряда назначается на должность и освобождается от должности приказом заместителя председателя правления Учреждения в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации.

1.6. Оператор по добыче нефти и газа 3-го разряда подчиняется заместителю председателю правлению Учреждения и начальнику подразделения «Углеводородные технологии»

2. Трудовые функции

3. Должностные обязанности

Оператор по добыче нефти и газа 3-го разряда имеет право:

4.1. Запрашивать и получать необходимую информацию, а так же материалы и документы, относящиеся к вопросам деятельности оператора по добыче нефти и газа 3-го разряда .

4.2. Повышать квалификацию, проходить переподготовку (переквалификацию).

4.3. Вступать во взаимоотношения с подразделениями сторонних учреждений и организаций для решения вопросов, входящих в компетенцию оператора по добыче нефти и газа 3-го разряда .

4.4. Принимать участие в обсуждении вопросов, входящих в его функциональные обязанности.

4.5. Вносить предложения и замечания по вопросам улучшения деятельности на порученном участке работы.

4.8. Проходить в установленном порядке аттестацию.

5. Ответственность

Оператор по добыче нефти и газа 3-го разряда несет ответственность за:

5.1. Неисполнение (ненадлежащее исполнение) своих функциональных обязанностей.

5.2. Невыполнение распоряжений и поручений заместителя председателя правления Учреждения.

5.6. Разглашение сведений, ставших известными в связи с исполнением должностных обязанностей.

За вышеперечисленные нарушения оператор по добыче нефти и газа 3-го разряда может быть привлечен в соответствии с действующим законодательством в зависимости от тяжести проступка к дисциплинарной, материальной, административной, гражданской и уголовной ответственности.

Профессия Оператор пульта управления в добыче нефти и газа в Едином Тарифно Квалификационном Справочнике

Контроль за технологическим процессом добычи нефти, газа и газового конденсата на промысле и дистанционное управление технологическим процессом замеров добычи нефти, газа и газового конденсата с помощью средств автоматики и телемеханики. Запуск и отключение установок и механизмов. Осуществление сбора, обработки и передачи информации со скважин (включая нагнетательные) и из групповых замерных установок. Контроль за работой действующего фонда скважин через пульт управления и информацию обслуживающих операторов. Подготовка и передача информации о выполнении работ и аварийных ситуациях на промысел и центральной технологической службе. Передача центральной инженерно-технологической службе заявки на необходимую спецтехнику и транспорт. Составление сводки о работе скважин и сдаче продукции, движении бригад подземного и капитального ремонта скважин. Осуществление работы под руководством инженерно-технологической службы промысла и получение оперативных указаний от центральной инженерно-технологической службы нефтегазодобывающего управления. Ведение вахтовой документации по изменению режима работы скважин и проводимым работам на объектах нефтепромысла. Руководство работой операторов по добыче нефти и газа, по пуску и остановке скважин.

Сбор обработка и передача информации со скважин

передача информации канал связи нефтяная скважина колонна НКТ колонна штанг информационно-измерительный комплекс 1. Абрамов Г.С., Барычев А.В., Камнев Ю.М., Молчанов А.А., Сараев А.А., Сараев А.Н. Опыт эксплуатации и перспективы развития забойных инклинометрических систем с электромагнитным каналом связи // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2001. № 1–2. с. 23–26. 2. Молчанов А.А., Абрамов Г.С. Бескабельные измерительные системы для исследований нефтегазовых скважин (теория и практика). М.: ВНИИОЭНГ, 2004. 516 с. 3. Рыжанов Ю.В., Ковалев А.Е. Способ формирования пакетов данных измерений бескабельной телеметрической системы в процессе бурения скважины разделитель скважинного прибора телеметрической системы // Патент РФ № 2394257. Патентообладатель Общество с ограниченной ответственностью «БИТАС». 2010. Бюл. № 19. 4. Чупров В.П., Бельков А.В., Мишин Ю.С., Шибанов С.Н. Результаты изучения затухания сигнала в электромагнитном канале связи // Каротажник. 2011. № 5 (203). С. 11–16. 5. Галеев А.С., Арсланов Р.И., Ермилов П.П., Кузьмин И.А. Контроль технического состояния ШСНУ в процессе периодической эксплуатации // Нефтегазовое дело. 2012. № 1. С. 24–29. 6. Галеев А.С., Григорьев В.М., Арсланов Р.И., Ермилов П.П. О возможности применения беспроводного гальванического канала связи на скважинах, оборудованных штанговыми глубинными насосами // Современные фундаментальные и прикладные исследования. 2012. № 4 (7). С. 44–48.

В процессе добычи нефти технологические условия в пласте и скважине непрерывно изменяются. Для принятия оперативных решений по управлению работой оборудования необходимо непрерывно получать достоверную информацию о скважине и о пласте. Данная информация позволяет организовать экономически оправданную добычу нефти, выбрать правильную технологию и оборудование для подъема жидкости из скважины. Измерение скважинных параметров, сбор, обработка и передача информации от забоя скважины к устью представляют собой сложную инженерную, математическую, технологическую и логистическую задачу. Причем если задачи сбора и первичной обработки информации решаются достаточно эффективно с помощью современных методов и информационных технологий, то проблема передачи информации на устье скважины является актуальной и представляющей интерес для научной и практической деятельности.

Развитие нефтяной и газовой промышленности в области геофизических исследований характеризуется в настоящее время переходом от кабельного каротажа к системам стационарного скважинного мониторинга. Забойные датчики, работающие в таких системах по дистанционно-автономному принципу, могут взять на себя основные функции геофизических исследований. В связи с этим возникает необходимость в разработке специальной техники и технологий доставки скважинной информации на поверхность, так как традиционные методы исследований с помощью аппаратуры, спускаемой в скважину на кабеле, имеют существенные ограничения.

все существующие способы передачи информации от забоя к устью скважин изначально были изобретены для исследования бурящихся скважин. Изобретенные каналы связи в основном сконструированы под свойства бурящихся скважин. В дальнейшем данные способы были изменены для исследования действующих добывающих и нагнетательных скважин. Но в работающих скважинах существует ряд свойств, осложняющих применение традиционных для бурения каналов связи.

Одной из главных причин является отсутствие необходимого для спуска геофизических приборов свободного пространства. Наибольшие осложнения происходят при больших углах наклона скважин. Часто происходящие заклинивания прибора в межтрубном пространстве приводят к обрыву каротажного кабеля или специальной проволоки. Извлечь такой заклинивший прибор можно только с помощью бригады подземного ремонта скважин. Еще одной причиной, осложняющей применение традиционных для бурения каналов связи, является большой временной период между спускоподъемными операциями. Данный период равен межремонтному периоду насосного оборудования и в среднем варьируется от года до нескольких лет. Канал связи должен функционировать все это время, что крайне сложно реализовать, если передатчик на забое питается от аккумуляторных батарей. При таком временном периоде между спускоподъемными операциями информация с автономных скважинных приборов устаревает.

Решение этой проблемы возможно с помощью бескабельных каналов связи, в том числе комбинированных. Анализ существующих и предлагаемых в отечественных и зарубежных патентах способов передачи информации показывает [1, 2], что их надежность, быстродействие, помехоустойчивость, возможность двухсторонней связи во многом зависят от свойств среды, через которую передается сигнал (горная порода, буровой раствор, промывочная жидкость, колонна бурильных труб). Свойства передающей среды чаще всего являются неисследованными, они меняются во времени и пространстве, сильно зависят от температуры и давления [3, 4]. Поэтому для получения надежного и высокоэффективного канала связи, аналогичного по техническим характеристикам проводным каналам, необходимо в качестве передающей среды применять материалы со стабильными и заранее известными проводящими характеристиками. При этом должен максимально учитываться способ добычи нефти и соответствующее ему техническое и технологическое оснащение нефтяной скважины.

целью исследования является разработка технологии бескабельной передачи информации с забоя на устье на скважинах, оборудованных штанговыми глубинными насосами.

Материалы и методы исследования

В качестве объектов исследования рассматривались нефтяные скважины, оборудованные штанговыми скважинными насосными установками (ШСНУ). Особенностью таких скважин является то, что нефть поставляется на поверхность с помощью плунжерного (поршневого) насоса. Насос находится на глубине до 3000 м и приводится в действие колонной штанг поверхностным приводом от станка-качалки. Насосная установка состоит из сложной системы наземного и подземного оборудования, основную часть которых составляют насосно-компрессорные трубы (НКТ), колонна насосных штанг (НШ) и штанговый скважинный насос (ШСН).

Рис. 1. Каналы связи телеметрических систем

Разработка технологии передачи информации с забоя на устье скважины, оборудованной ШСНУ, является сложной, но очень важной технической и технологической задачей, так как значительная часть фонда действующих скважин стран СНГ (до 66 %) разрабатывается с применением ШСНУ.

Канал связи «забой – устье» формируется совокупностью технических средств, предназначенных для передачи информации от источника к получателю. передатчик сигнала, линия связи и приемник сигнала – основные составляющие канала связи. Передатчик служит для преобразования информации с забоя скважины в стандартный сигнал, который передается по конкретной линии связи. Приемник сигнала предназначен для получения сигнала от канала связи и его преобразования в форму, удобную для дальнейшей обработки. Линия связи – важнейший элемент канала связи, предназначенный для передачи сигналов от передатчика к приемнику. В качестве линии связи могут служить технологические жидкости, электрические кабели, акустические импульсы по металлу трубы, электромагнитные колебания, которые образуют соответственно гидравлический, электропроводный, радиоканал и электромагнитный каналы связи (рис. 1). Возможны различные комбинации этих способов.

На основании вышеизложенного материала можно сказать, что предметом исследований являются приборы и устройства, в том числе часть технического оборудования скважины, которые обеспечивают бесперебойную и достоверную передачу информации с забоя на устье. Методы исследований и вопросы метрологического обеспечения геофизического оборудования подробно рассмотрены авторами монографии [1] под редакцией А.А. Молчанова.

Результаты исследования и их обсуждение

Анализ особенностей конструктивного оформления скважины, оборудованной штанговым глубинным насосом, как объекта для создания эффективного канала связи, показал следующее. Схематичное изображение скважины, оснащенной штанговой скважинной насосной установкой, представлено на рис. 2. На схеме явно видно, что колонна труб НКТ и штанговая колонна, выполненные из высококачественного электропроводящего материала, могут при определенных условиях исполнять роль элементов двухпроводного канала связи между устьем и забоем скважины.

теоретические расчеты и экспериментальные исследования [5, 6] показали возможность реализации бескабельного канала связи на скважинах, оборудованных штанговыми глубинными насосными установками. Авторами предложен и запатентован способ передачи информации по электромагнитному каналу связи, а также устройство для его осуществления, в котором в качестве линии связи предложено использовать колонны штанг и насосно-компрессорных труб. Передача информации по каналу связи осуществляется при помощи устройства, состоящего из погружного модуля, наземного блока и колонны НКТ и колонны штанг, которые служат линией связи.

Рис. 2. Схематичное изображение скважины, оснащенной ШСНУ: 1 – насос; 2 – колонна НКТ; 3 – штанговая колонна; 4 – станок-качалка; 5 – редуктор; 6 – двигатель

Принципиальная схема канала связи мониторинга СШНУ с гальваническим каналом связи для передачи скважинной информации представлена на рис. 3. Погружной модуль располагается в непосредственной близости от приема скважинного насоса и состоит из электронного блока с батареями питания, а также датчиками измерений температуры и давления, электронную плату с блоками процессорной обработки, памяти и передачи информации в наземную станцию управления по гальваническому каналу связи. В задачи электронного блока входит проведение сеансов измерений давления и температуры, осуществление записи значений измеряемых параметров во внутреннюю память и передача информации на устье скважины по каналу связи.

Для этого погружной модуль содержит разделитель, который создает большое сопротивление между верхним участком НКТ и нижним (расположенным ниже разделителя), и ключ, который может «замкнуть» (резко уменьшить сопротивление) верхний и нижний участок НКТ.

Передача информации на устье скважины осуществляется путем замыкания и размыкания ключа в соответствии с передаваемой информацией и используемым методом кодирования. Наземный блок связи с погружным модулем обеспечивает декодировку передаваемого погружным модулем сигнала и передачу информации на контроллер блок контроля и управления СШНУ по интерфейсу «RS485», используя протокол «ModbusRTU».

По результатам проведенных теоретических и экспериментальных исследований, выполненных для обоснования возможности применения бескабельного гальванического канала связи на скважинах, оборудованных штанговыми глубинными насосными установками, были сформированы предварительные параметры и характеристики (таблица) опытно-экспериментального образца комплекса по передаче данных с забоя на устье, предназначенного для контроля в режиме реального времени за такими параметрами, как температура и давление. Комплекс должен состоять из наземного блока и погружного модуля. По воздействующим механическим и климатическим факторам в соответствии с требованиями ГОСТ 26116-84 погружной модуль относится к группе МС 2-1, КС 4-2, наземный блок – к группе MCI, КС Г.

Основные параметры и характеристики измерительно-информационного комплекса

Читайте также: