ответы. Билет 1 Назначение наземного оборудования скважины, характеристики применяемых фонтанных арматур
 Скачать 186.28 Kb.
|
|
3. Движение газа в сужающем устройстве. В трубопроводе, где протекает газ устанавливается устройство (диафрагма). Создается местное сужение потока. Вследствие перехода части потенциальной энергии давления в кинетическую энергию, средняя скорость потока в суженном сечении повышается. В результате чего статическое давление в данном сечении становится меньше статического давления перед сужающим устройством. Разность этих давлений (перепад давления) тем больше, чем больше расход протекающего вещества, и следовательно, может служить мерой расхода. 4. Приборы для измерения температуры. Классификация по принципу действия. Приборы для измерения температуры, основанные на свойствах тел увеличивать свой объем при нагревании, называют термометрами расширения. К таким приборам относятся биметаллические, стержневые и жидкостные стеклянные термометры. Биметаллические – состоят из пластины, изготовленной из металлов с разным коэффициентом расширения. При нагревании пластины удлиняются неодинаково, и пластина изгибается в сторону металла с меньшим температурным коэффициентом. Стержневой термометр состоит из трубки и стержня, изготовленных из разных материалов, стержень расположен внутри трубки и закреплен ко дну. Измерение соотношения их длины характеризует температуру нагрева. Применяются в качестве сигнализаторов и регуляторов температуры. Вследствие низкой точности и стабильности редко используют для измерения температуры. Жидкостные стеклянные – основаны на объемном расширении жидкости, заключенной в закрытом стеклянном резервуаре. При нагревании резервуара, жидкость расширяясь, поднимается по капилляру (тоненькая трубочка), чем тоньше капилляр, тем точнее термометр. 5.Техника безопасности при обслуживании устьевой арматуры, сепараторов, трубопроводов. Газовые и газоконденсатные скважины обслуживает оператор д/г (обходчик). При обходе скважин они обращают внимание на состояние всех фланцевых соединений, сальниковых уплотнений, на показание установленных контрольно-измерительных приборов. Следует обращать внимание на состояние межколонного пространства, задвижка на межколонном пространстве всегда находится в открытом состоянии. При незначительных пропусках в сальниковых уплотнениях следует подтянуть сальниковое уплотнение на задвижках 21/2 х 200 (задвижки старой модификации). При пропуске газа в сальниковое уплотнение задвижек 65х210 следует произвести набивку сальникового уплотнения, при необходимости произвести замену уплотнения сальника. Подтягивать фланцевое соединение под давлением запрещается. Сепараторы, установленные на ГУ должны обслуживаться согласно требований «Правил устройств и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением» Сепараторы оборудуются: -Запорной отсекающей арматурой, -Приспособлением для продувки сепаратора и удаления жидкости, -Контрольно-измерительными приборами (манометр, термометр), -Предохранительными клапанами (или взрывными диафрагмами). До 25 ат. класс точности манометра 2,5 , выше 25 ат - класс точности манометра - 1,5. Сепаратор должен быть немедленно остановлен: -если замечен рост давления и принятые меры не приводят к снижению давления. -если вышли из строя по каким то причинам оба предохранительные клапана. -выявлен пропуск газа в корпусе сепаратора или в сварных швах. -если на ГУ возник пожар, который угрожает работающему сепаратору. Проектирование, строительство и эксплуатация промысловых трубопроводов должна осуществляться в соответствии с требованиями «Правил устройств и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов». Трубопроводы для транспортировки газа, конденсата, нефти соединяют сваркой, фланцевые соединения устанавливаются в местах соединения, установки запорной арматуры. К сварке стыков допускаются специально подготовленные сварщики, аттестованные в порядке предусмотренном «Правилами аттестации сварщиков». Трассы газопроводов, конденсатопроводов на месте обозначаются знаками. Участки трубопроводов в местах пересечения с авто и железными дорогами заключаются в кожухи стальных или железобетонных труб. БИЛЕТ № 4 Профессия:1584 Оператор по добыче нефти и газа 1. Газоконденсатные месторождения. Особенности разработки ГКМ Газоконденсатными залежами называются залежи, при эксплуатации которых, добывается газ и жидкие углеводороды - конденсат, представляющих собой смесь бензиновых и более тяжелых углеводородов плотностью 0,786 г/см3. Характерной особенностью разработки газоконденсатных месторождений является то, что газ и конденсат в пластовых условиях находятся в однофазном газообразном состоянии и подчиняются законам ретроградной конденсации (выпадение в жидкую фазу при изменении условий - снижение температуры и давления). Газоконденсатные месторождения по содержанию стабильного конденсата подразделяются на сл. группы: I группа – незначительное содержание конденсата до 10 г3/м3. II группа –содержание конденсата от 10 г3/м3 до 100 г3/м3 III группа – содержание конденсата от 150 г3/м3 до 300 г3/м3. IV группа - высокое содержание конденсата 300 - 600 г3/м3. V группа – очень высокое содержание конденсата свыше 600 г3/м3. При прочих равных условиях выход конденсата, содержание конденсата зависит от температуры пласта и пластового давления , следовательно от глубины залегания. Однако отмеченная закономерность роста содержания конденсата с глубиной залегания (с увеличением температуры и 1. Газоконденсатные месторождения. Особенности разработки ГКМ Газоконденсатными залежами называются залежи, при эксплуатации которых, добывается газ и жидкие углеводороды - конденсат, представляющих собой смесь бензиновых и более тяжелых углеводородов плотностью 0,786 г/см3. Характерной особенностью разработки газоконденсатных месторождений является то, что газ и конденсат в пластовых условиях находятся в однофазном газообразном состоянии и подчиняются законам ретроградной конденсации (выпадение в жидкую фазу при изменении условий - снижение температуры и давления). Газоконденсатные месторождения по содержанию стабильного конденсата подразделяются на сл. группы: I группа – незначительное содержание конденсата до 10 г3/м3. II группа –содержание конденсата от 10 г3/м3 до 100 г3/м3 III группа – содержание конденсата от 150 г3/м3 до 300 г3/м3. IV группа - высокое содержание конденсата 300 - 600 г3/м3. V группа – очень высокое содержание конденсата свыше 600 г3/м3. При прочих равных условиях выход конденсата, содержание конденсата зависит от температуры пласта и пластового давления , следовательно от глубины залегания. Однако отмеченная закономерность роста содержания конденсата с глубиной залегания (с увеличением температуры и давления) не всегда выдерживается. К наиболее важным особенностям ГКМ относится закономерная приуроченность их к наиболее погруженным глубоко, залегающим ловушкам. В практике разработки ГКМ широко распространенный метод разработки месторождений без поддержания пластового давления – разработка ГКМ на истощение. Разработка ГКМ на истощение обеспечивает одновременную добычу газа и конденсата. Однако при таком методе разработки этот метод обеспечивает меньшую конденсатоотдачу, отбор конденсата составляет 40 % от геологических запасов. На практике используется также метод с поддержанием пластового давления путем закачки сухого газа (отбензиненого) в пласт. Такой метод разработки называется сайклинг- процесс. Разработки ГКМ с поддержанием пластового давления путем закачки сухого газа обеспечивает наибольшее значение коэффициента газо-конденсатоотдачи за весь период разработки. Этот процесс продолжается до тех пор, пока добыча конденсата рентабельна, затем месторождение разрабатывается как чисто газовое на истощение. Для осуществления сайклинг- процесса требуются компрессоры и другое сложное технологическое оборудование высокого давления, что существенно влияет на внедрение этого метода разработки. 2. Условное обозначение арматуры. Маркировка арматуры. Требования, предъявляемые к арматуре. Условное обозначение арматуры состоит из наименования, номера конструкционного типа, назначения, условного прохода и условного давления (МПа). Так например вентиль 11 – А -50- 40. Где: вентиль наименование , 11 – номер конструкционного типа, А-назначение, 50- условный проход в мм., 40- условное давление в МПА. В маркировке арматуры приняты ниже указанные обозначения: краны 10,11,12 ., клапаны обратные -16, предохранительные – 17., регулятор давления- 21., задвижки – 30/31. Материал корпуса: Сталь углеводородистая – С., Сталь легированная –ЛС., коррозионостойкая – НЖ., Чугун серый –Ч., Чугун ковкий – КЧ., Бронза –Б., Алюминий-А., Керамика, фарфор –К., стекло –СК. Привод: механический с червячной передачей -3., с цилиндрической зубчатой передачей -4., с конической передачей – 5., пневматический -6., гидравлический -7.,электромагнитный -8., с электродвигателем -9. Условные обозначения специальной арматуры для нефтяной, нефтеперерабатывающей, нефтехимической и газовой промышленности построены по другой схеме. Обычно сначала идет ряд букв, обозначающих сокращенное наименование изделия, а затем цифры, указывающие условное давление. Например – СППКР -40. Где СППКР- специальный пружинный предохранительный клапан с рычагом для продувки 40 – условное давление = 4 МПа. Часто включают в условное обозначение и условный проход. Например- СППКР -40-50., СППК-64-80., СППК- 64- 50.Где СППК – специальный пружинный предохранительный клапан. Требования, предъявляемые к арматуре, вытекают из ее назначения: перекрывать, открывать или регулировать поток рабочей среды, текущий по трубопроводу в зависимости от технологического процесса. Основное требование, предъявляемое к арматуре – ее герметичность и взрывобезопасность привода. Герметичность арматуры по отношению к внешней среде определяется герметичностью сальника. Негерметичность соединения корпуса с крышкой и трубопроводом определяется при наружном осмотре. Обнаружить Негерметичность затвора (уплотнение плашек, седла) при эксплуатации очень сложно, а для устранения ее требуется демонтаж, разборка и притирка. Негерметичность определяется при специальных испытаниях. Методику испытаний на герметичность устанавливают техническими условиями на изготовление арматуры. По степени герметичности затворы разбиты на три класса плотности. К арматуре предъявляются требования высокой надежности. Она должна обладать легкостью закрытия после длительной эксплуатации в открытом положении. Долговечность – важная характеристика арматуры. 3. Требования к газосборным сетям, коллекторам и конденсатопроводам. 1.Оборудование для сбора нефти, газа и конденсата должны удовлетворять требованиям стандартов и технических условий на их изготовление, монтироваться в соответствии с проектами и действующими нормами технологического проектирования и обеспечивать полную сохранность продукции (закрытая схема сбора и подготовки нефти и газа). 2.Оборудование и трубопроводы должны оснащаться приборами контроля (с выводом показаний на пульт управления) регулирующими и предохранительными устройствами. 3.Исправность предохранительной, регулирующей и запорной арматуры, установленной на аппаратах и трубопроводах, подлежит периодической проверке в соответствии с утвержденным графиком. Результаты проверок заносятся в вахтовый журнал. 4.Аппараты (сепараторы) работающие под давлением оснащаются манометрами, указателями уровня и предохранительной арматурой, люками для осмотра, а также дренажной линией. 5.Электрические датчики системы контроля и управления должны быть выполнены во взрывобезопасном исполнении. 6.Технологические трубопроводы и арматура окрашиваются в соответствии с требованиями и обеспечиваются соответствующими надписями и знаками. На трубопроводах наносятся стрелки, указывающие направление движения среды. 4. Способы предупреждения образования гидратных пробок. Существует несколько технологических методов по предупреждению образования гидратов: 1.Наибольшее применение на газовых промыслах нашел способ предупреждения гидратов ввод ингибиторов гидратообразования – метанол. Сущность этого метода заключается в том, что метанол совместно с парами воды, насыщающие газ, образовывает спиртоводные растворы, температура замерзания которых ниже 00С. При этом количество водяных паров в газе уменьшается и точка росы понижается, опасность образования гидратов уменьшается 2.Подогрев газа широко применяется на ГУ и технологических линиях, что позволяет даже при высоких давлениях избежать образования гидратов. 3.Технологический способ с применением глубокой осушки газа жидкими и твердыми поглотителями, что позволяет обеспечить поглощение влаги из газа. 4.Применение и внедрение технологического способа подготовки газа (осушки газа) по схеме НТС. 5.Снижение давления в газопроводе, технологических трубопроводах посредством продувки в атмосферу, что приводит к разрушению гидратов. 6.Многоступенчатое штуцерование с обязательным удалением влаги после каждого штуцера. 5. Действие природного газа на человека. Пределы взрываемости и ПДК газов. Природный газ своим воздействием на организм человека воздействует как удушающий. Чистый метан и этан природного газа не ядовит, но при недостатке кислорода вызывает удушье. Первое недомогание наступает при содержании метана 25 – 30% в воздухе. Допустимая концентрация ПДК – 300 мг/ м3. Тяжелые углеводороды, с увеличением молекулярной массы увеличивают токсические воздействия на человека. Первые признаки отравления парообразными углеводородами недомогание и головокружение. Вслед за этим наступает как бы опьянение, сопровождаемое смехом, часто галлюцинациями и потерей сознания. Пострадавшего необходимо срочно вывести из опасной зоны на свежий воздух. Природные нефтяные газы обладают опасными свойствами -токсичностью, зависящей от состава газа -способностью к образованию при определенном % составе к воздуху взрывоопасных смесей, взрывающихся от искры, огня и др. источником тепла. Горение, взрыв - однотипные химические процессы, но резко отличающиеся от интенсивности протекающей реакции. При взрыве реакция происходит мгновенно. Смеси газа с воздухом для каждого состава газа имеют свои нижний и верхний пределы воспламенения. Для метана 5% – 15% ; для этана 3,22% – 12,45%. Обычно для природного газа принят нижний и верхний предел взрываемости 5-15%. Профессия:1584 Оператор по добыче нефти и газа Билет № 5 1. Исследования скважин. Параметры наиболее важные для разработки месторождений. Исследования газовых и газоконденсатных скважин подразделяются на три вида: 1.Первичные исследования проводятся по скважинам в процессе разведки месторождений и их опытной эксплуатации. На разведочных скважинах проводится полный комплекс исследований, при этом особе внимание уделяется определению добывных возможностей скважины. 2.Текущие исследования проводятся на добывающих скважинах в процессе разработки. Их задачей является получение необходимых данных для анализа и контроля разработки. При этом следует уделять внимание правильному установлению технологического режима. 3.Специальные исследования проводят на скважинах по выполнению работ, обусловленных специфическими условиями разработки. Это контроль за положением ГВК, определение эффективности проведения методов интенсификации, изучение коррозийных свойств газа. Рассмотрим более подробно текущие исследования. Как правило, исследования проводятся на нескольких установившихся режимах с различными дебитами. В процессе исследования скважины методом установившихся режимов при каждом режиме измеряют дебит газа, давление на трубном и затрубном пространстве, а также температуру. Испытания проводят последовательно, переходя от меньших дебитов к большим. Для измерения колличества и состава жидкости и твердых частиц, выносимых в процессе испытания устанавливается породоуловитель или сепаратор. В процессе испытания газоконденсатных скважин для определения количества выпадающего конденсата при различных давлениях и температуре применяют передвижную сепарационную установку, позволяющую определить количество жидкости. При исследовании скважин кроме замера дебита газа, Рз, Рб, температуры, необходимо производить замер забойного давления. Забойное давление - это есть давление на забое скважины при работающей скважине. Пластовое давление - давление на забое закрытой скважины. Рз, Рпл - измеряется в скважине специальными глубинным манометрами МГН-1, МГН-2. Для замера температуры на забое скважины применяют специальные термометры. Вышеуказанные приборы опускают в скважину через лубрикатор автолебедкой на проволоке D 1,8 - 2,2мм. Замеряя на каждом режиме Рпл, Рз, Q газа - определяем депрессию на этих параметрах Рдеп = Рпл – Рз. При проведении исследований необходимо подбирать такие режимы работы скважины, которые исключают разрушение призабойной зоны, прорыв пластовой и подошвенной воды. |