ответы. Билет 1 Назначение наземного оборудования скважины, характеристики применяемых фонтанных арматур

• Название: Билет 1 Назначение наземного оборудования скважины, характеристики применяемых фонтанных арматур
• Дата: 10.03.2022
• Размер: 186.28 Kb.
• Имя файла: ответы.docx
• Тип: Экзаменационные билеты; #390098
• страница: 3 из 9

2.Техническая характеристика и правила эксплуатации циклонных горизонтальных и вертикальных сепараторов.

Сепараторы для природного газа предназначены для обработки продукции газовых и газоконденсатных сква­жин, имеющих, как правило, большие дебиты газа  (от 10 тыс. до 2 млн. м³/сут) и небольшие дебиты маловяз­кого конденсата (от 0,2 до 800 см³ на 1 м³ газа).

   Сепараторы для природного газа рассчитывают по га­зу, скорость которого должна быть такой, чтобы капельная жидкость допустимых размеров и частицы породы не выносились за пределы сепаратора. Силами, влияю­щими на разделение газа и жидкости в газовых сепара­торах, чаще всего являются центробежные или инерци­онные силы,  в сочетании  с  силами  тяжести и  адгезии (прилипаемости). Коэффициентом  сепарации в сепара­торах природного газа называется отношение массы ка­пельной жидкости, вынесенной потоком газа за пределы сепаратора   (в газопровод),  к  массе  капельной жидко­сти, находящейся в газовой фазе до каплеуловительной секции.

Циклонные газосепараторы предназначены для обра­ботки продукции газовых и газоконденсатных скважин при больших газовых факторах.

На газовых промыслах в системах подготовки и добычи газа, очистки газа от механических примесей и жидкости нашли широкое применение ниже указанное сепарационное оборудование:

1.Циклонные сепараторы системы ВНИИгаз  D = 150 – 200 мм с рабочим Р -160атм., тангенциальный вход газа в циклонный сепаратор обеспечивает отделение влаги – 92 – 98%.

2.Вертикальный объемный сепаратор на рабочее Р - 64атм. D – 1200; 1000 мм. Отделение жидкости в объемном вертикальном сепараторе происходит по причине снижения скорости газового потока в сепараторе.

3.Горизонтальный объемный сепаратор рабочее Р - 64атм., размер D- 1200; 1000мм. Основным отличием горизонтального сепаратора от вертикального является наличие вымораживателя, к которому подключается скважина. При наличии высоких давлений именно в сепараторе происходит выпадение влаги. Все сепараторы относятся к сосудам, работающим под давлением и поэтому при их эксплуатации необходимо выполнять требования «Правил устройств и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением».

 Все сепараторы оборудуются:

-отключающей запорной арматурой.

-приспособлениями для слива жидкости.

-предохранительными клапанами или взрывными диафрагмами.

-манометрами до 2,5 атм. класс точности манометра 2,5, выше 25атм. класс точности 1,5. термометрами.

При проведении внутреннего осмотра сепараторов необходимо пользоваться напряжением 12 вольт. При смене штуцера необходимо устанавливать гибкую токопроводящую перемычку между фланцами во избежание проявления искры от статического электричества. 

3. Опрессовка фонтанной арматуры на пробное и рабочее давления.   

Согласно  «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» ПБНГП опрессовку ФА в собранном виде до установки на устье следует производить на пробное давление, предусмотренное паспортом, а после установки на устье скважины – на давление опрессовки эксплуатационной колонны. Результаты опрессовок оформляются актом.

4. Порядок открытия и закрытия задвижек при пуске и остановке скважины.

При рассмотрении порядка открытия и закрытия задвижек при пуске и остановке скважины следует различать пуск и остановку скважины на групповой установке и непосредственно на устье скважины.

При пуске скважины на групповой установке необходимо в первую очередь открыть задвижку на выходе из сепаратора. При остановленной скважине выходная задвижка из объемного сепаратора должна находиться в открытом положении. После открытия задвижки на объемном сепараторе задвижки на ГВД открываются в следующей последовательности: сначала  открывается контрольная задвижка, затем рабочая задвижка. Остановка скважины производится в обратной последовательности, при этом контрольная задвижка ГВД закрывается при необходимости.

При пуске скважины на устье следует открыть манифольдные задвижки и произвести набор давления в струнах. При пуске скважины вначале открываются задвижки от ствола скважины (открывается контрольная задвижка, затем рабочая). Остановка скважины производится в обратном порядке (сначала закрывается рабочая задвижка, затем контрольная). Принятый порядок пуска и остановки предохраняет контрольные задвижки  на ГВД и ФА от негативного  воздействия (аэрозийного и дополнительных гидравлических сопротивлении) при пуске и остановке. При работе скважины задвижки должны открываться полностью.

5. Правила безопасности при проведении работ в загазованных помещениях, колодцах, траншеях.

К  выполнению газоопасных работ допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование и не имеющие противопоказаний к выполнению данного вида работ, обученные безопасным методам и приемам работ, приемам оказания первой мед. помощи пострадавшим  и прошедшие проверку знаний в установленном порядке.

Работа внутри колодцев, коллекторов, в тоннелях и траншеях и других аналогичных устройствах и сооружениях без средств защиты органов дыхания не допускается.

Рабочий при спуске в емкость и при выходе из нее не должен держать в руках какие-либо предметы. Все необходимые для работы инструменты и материалы должны подаваться в емкость способом, исключающим их падение и травмирования работающих.

Проведение работ в колодцах, канализационных сетях, тоннелях и подобных им сооружениях необходимо согласовывать (под расписку в наряде-допуске) с начальниками цехов, технологически связанных с этими объектами, которыми должны быть приняты меры, исключающие залповые выбросы вредных и взрывоопасных продуктов к месту проведения работ.

На период проведения работ открытые люки колодцев должны быть ограждены, а в ночное время – освещены.

Профессия:1584 Оператор по добыче нефти и газа

Билет № 6

1. Репрессия. Ее назначение по интервалам глубины скважины.

Репрессия есть создание противодавления столба жидкости на интервал вскрытого участка продуктивного пласта. Репрессия есть разница давления, создаваемого столбом жидкости и пластовым давлением.

Например: Глубина скважины 1000 м, скважина заполнена водой,100ат. давление  столба жидкости, текущее пластовое 80 ат.. При этом репрессия    Р = Рст.ж. – Рп. = 100 – 80=20ат.

Репрессия составляет 20 ат., согласно «Правил безопасности  в нефтяной и газовой промышленности» допустимая репрессия при вскрытии продуктивных пластов составляет  10% для скважин до глубины - 1200 м., 5% для интервалов от глубины 1200 м и до проектной глубины. Возникшую репрессию следует учитывать во время проведения капитального ремонта скважин при их глушении. Следует подбирать удельные веса  задавочной жидкости, обеспечивающие допустимую репрессию.

2. Перфорация скважин. Назначение перфорации.

Перфорация газовых скважин есть создание условий сообщения забоя скважины с продуктивным пластом посредством создания специальных отверстий в эксплуатационной колонне. Перфорация скважин проводится после цементажа эксплуатационной колонны , ее опрессовки и обвязки устья скважины. Существуют следующие типы перфораторов:

1.Пулевые. Отверстия в экспл. колонне создается вылетающий пулей со специального заряда. Типы перфораторов: ППМ, ППХ.

2.Торпедные перфораторы типа: ТПК-2,2., ТПМ- 1,8. В этих перфораторах используется вместо пули специальный снаряд  D – 22 – 32мм, который пробивает ЭК, проникает в продуктивный пласт, взрывается и обеспечивает увеличение каналов и трещин.

3.Комулятивные перфораторы. Создание отверстий посредством кумулятивных перфораторов в эксплуатационной колонне обеспечивается энергией струи взорвавшегося пороха (заряда). При взрыве создается давление 300000 атм., скорость струи – 9000м.сек. Перфораторы рассчитаны для скважин с пластовым давлением до 1200 атм. и температурой 200^оС. Применяются ниже указанные типы перфораторов ПК, ПКО, ПКС, ПКР.

4.Гидропескоструйная перфорация. Вскрытие продуктивного пласта и создание отверстий в ЭК при этом методе производят с помощью песчано-водного состава, выходящего под большим Р через насадки специального перфоратора. Скорость выходящего потока 250 м/сек. Длина вскрытого канала 1000мм.

3. Правила эксплуатации запорной арматуры.

Трубопроводная и технологическая запорная арматура в газовой промышленности монтируется на трубопроводах, резервуарах, аппаратах, предназначенных для управления потоков (газожидких, жидких).  При монтаже и эксплуатации запорной арматуры должны выполняться требования, изложенные в паспортах этой арматуры и руководствоваться соответствующими требованиями при сооружении и монтажу трубопроводов, резервуаров, аппаратов устанавливаемых на объектах газовой промышленности.

4. Теплотворная способность газов.

Теплота сгорания (теплотворная способность) является важнейшей характеристикой топлива, определяющей его ценность.

Теплота сгорания -  это количество тепла, которое выделяется при полном сгорании 1 кг твердого или жидкого топлива или 1 м³ газа.

Различают высшую и низшую теплоту сгорания.

Высшая теплота сгорания – Qв – это теплота сгорания с учетом тепла, полученного от конденсации водяных паров.

Низшая теплота сгорания- Qн – без учета тепла, полученного от конденсации водяных паров.

На практике водяные пары несконденсированные вместе с другими компонентами, составляющими дымовые газы, выбрасываются в атмосферу.

5. Вредные и опасные примеси природного газа. Оказания помощи при отравлении газом. Проведение искусственного дыхания.

Природные и нефтяные газы обладают опасными свойствами, токсичностью зависящей от состава газа и обладают способностью отравления при определенном содержании газа в воздухе. Предельно допустимая концентрация по газу (ПДК) составляет  300 млгр/м³. при работе с газом следует предусмотреть возможность  образования взрывоопасных смесей, а также возможность получения удушья. Чистый метан не ядовит, но при  недостатке кислорода в воздухе может наступить удушье. Первое недомогание наступает при содержании метана 25 – 30% в воздухе. Особо опасны пары более тяжелых углеводородов (конденсата) Признаки отравления:

- недомогание,

-головокружение наступает как бы опьянение,  сопровождаемое смехом, часто галлюцинациями, если не удалить пострадавшего с опасной зоны, наступает потеря сознания.

Оказание первой помощи при отравлении:

-вынести пострадавшего с опасной зоны на свежий воздух.

-освободить от одежды органы дыхания

-дать понюхать нашатырный спирт. При отсутствии  дыхания выполнить искусственное дыхание- изо рта в рот, при необходимость произвести закрытый (непрямой) массаж сердца и оценить их эффективность.

-при необходимости вызвать скорую помощь.

-дать горячее питье (молоко, чай)

Сероводород, находящийся в составе природного газа является ядом нервнопаралитического действия. При незначительном наличии газа с содержанием сероводорода приводит к потере обоняния и человек не замечает его наличия. При содержании Н₂S 1,4 млгр на литр - незначительное ощущение запаха. При содержании 3-4 млгр. на  литр запах сильный, но для привыкших не тягостный. 280 млгр на литр – ч/з 5 – 9 минут жгучая боль слизистых, оболочки верх. дыхательных путей - следует срочно покинуть опасную зону. 1120 млгр – 1400 млгр на литр – появление судорог, потеря сознания, смерть. Оказание первой помощи: - срочно вывезти с опасной зоны  при невозможности одеть противогаз.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Профессия:1584 Оператор по добыче нефти и газа

Билет № 7

1. Соляно-кислотная обработка скважин. Ее назначение.

Соляно-кислотная обработка скважин (СКО) основана на способности соляной кислоты вступать в реакцию с карбонатными породами: известняками и доломитами.

В результате реакции карбоната с соляной кислотой получается хлористый кальций и магний, хорошо растворимые в воде и остающиеся в виде  раствора различной концентрации. Для обработки призабойной зоны скважин пригодны синтетическая кислота и сорт технической соляной кислоты при условии обязательного их препарирования хлористым барием, уксусной кислотой и добавки ингибитора.

Обычно целью всякой соляно-кислотной обработки является увеличение производительности скважин, что можно добиться различными путями. В одних случаях достаточно очистить призабойную зону в процессе бурения или капитального ремонта, в других -  необходимо увеличить проницаемость прискважинной зоны пласта в радиусе 10 метров и более. В третьих - необходимо сообщить забой с зонами, обладающими лучшими коллекторскими свойствами. В четвертых –

 достаточно интенсивно обработать отдельные участки скрытой мощности пласта, которые при установленных рабочих депрессиях практически не продуктивны.

На основании результатов газодинамических исследований и промышленного опыта для обработки призабойных зон пластов и газовых скважин рекомендуется объем кислоты из расчета 0,4-2,5 м³ на 1 метр мощности обрабатываемого пласта. Объёмы кислоты зависят от его состава, минералогического состава пород, трещиноватости, пористости, проницаемости, характера засорения призабойной зоны и цели обработки.

Технология приготовления водных растворов соляной кислоты состоит в следующем: в емкость для приготовления раствора наливают требуемое количество воды после чего добавляют по расчету необходимое количество концентрированной соляной кислоты, перемешивают.

Для глушения и промывки скважин и для закачки кислотного раствора в пласт применяют агрегаты ЦА-400, ЦА-320, 2АН-500, 4АН-700.

Для транспортировки кислоты  и других рабочих жидкостей к скважине используют агрегаты, автоцистерны.

2. Назначение и работа дифманометра самопишущего ДСС.

В качестве дроссельных расходомеров применяют дифференциальные самопишущие ДСС-712 -предназначенные для измерения расхода жидкости и газов по перепаду давления в стандартных сужающих устройствах.

Конструктивно дифманометр состоит из 2-х частей - сильфонного блока и самопишущей части.

Действие основано на использовании деформации упругой системы (сильфоны, цилиндрические пружины, торсионная трубка) при воздействии на него измеряемого перепада давления.

Сильфонный блок имеет две измерительные камеры: плюсовая (левая) и минусовая (правая) образованные крышками, разделены основанием с двумя узлами сильфонов.

Оба сильфона жестко соединены между собой штоком, в выступ которого упирается рычаг, жестко закрепленный на оси – передающей движение на перо.

Внутренние полости сильфонов заполнены жидкостью ПМС-20 ГОСТ 13032-77.

Дополнительная запись давления производится с помощью трубки Бурдона – преобразующей деформацию свободного конца в поворот пера записи давления.

Диаграммный диск вращается часовым механизмом 1 оборот в сутки.

3. Способы защиты НКТ от коррозии.

   Коррозия оборудования происходит на месторождениях, в газе которых содержатся сероводород H₂S и углекислый газ СО₂, а в пластовых водах растворены органические кислоты (уксус­ная, муравьиная, пропионовая и др.). Коррозия происходит в ре­зультате электрохимических процессов в системе «электролит — металл».

   Усиливают коррозию повышенные концентрации указанных агрессивных компонентов в составе газа, высокие скорости газа, приводящие к эрозии поверхности металла и завихрениям на ше­роховатостях, выступах, щелях, поворотах потока, напряженное состояние металла. Замедляет коррозию присутствие в потоке конденсата, который покрывает поверхность металла защитной пленкой.

   Контроль за коррозией оборудования осуществляют следую­щими способами:

визуальным осмотром задвижек, тройников, труб и другого оборудования, дающим наиболее полное представление о харак­тере и скорости коррозии. Однако при этом требуется остановка скважины и демонтаж оборудования;

по потере в массе контрольных образцов, установленных внут­ри действующего оборудования;

по изменению концентрации ионов железа в пробах жидкости - отобранных из потока газа;

при помощи устройства «труба в трубе».

Как правило, оператор участвует в контроле за коррозией обо­рудования.

   При осмотре обращают внимание на характер разрушения внутренней поверхности. Нетрудно визуально установить, какой характер носит коррозионное разрушение — сплошной или точеч­ный.

   Контрольные образцы взвешивают до и после нахождения их внутри действующего оборудования. Строят графики зависимости потери массы во времени. По графикам можно определить ско­рость коррозии в зависимости от скорости потока газа. Подбира­ют такие скорости газа, при которых скорости коррозии допусти­мы.

   Для контроля за концентрацией ионов железа в жидкости не­обходимо периодически отбирать пробы и проводить анализы в лаборатории. Устойчивое возрастание концентрации ионов желе­за выше допустимой — признак активной коррозии оборудования.

   Для контроля за коррозией труб применяют такое простое устройство, как «труба в трубе». Внутреннюю трубу берут того же диаметра, что и трубопровод, но с несколько меньшей толщиной стенки. По ней транспортируется продукция скважины. Этот от­резок «тонкой» трубы помещают внутри трубы-кожуха боль­шего диаметра. Когда под действием коррозии внутренняя труба разорвется, давление в трубе-кожухе повысится, что устанавлива­ют по показанию манометра. Это — сигнал о необходимости реви­зии труб и оборудования и замены разрушенного коррозией обо­рудования.

   Коррозионное разрушение имеет сплошной или местный (то­чечный) характер. При сплошной коррозии заменяют оборудова­ние и трубы полностью, при местной — только отдельные элемен­ты и отрезки.

   Установлено, что фонтанные трубы разрушаются сплошной коррозией со скоростью 0,2—0,8 мм в год. Муфтовые соединения разрушаются интенсивнее со скоростью 5—7 мм в год. Фонтанная арматура разрушается в местах резких поворотов (завихрений) газожидкостного потока. Скорость разрушения уплотнительных колец, задвижек, тройников, крестовин может достигать 10 мм в год.

   На скважинах и промысловом оборудовании для защиты от коррозии применяют ингибиторы коррозии, коррозионностойкие стали и сплавы, металлические и неметаллические покрытия, ка­тодную и протекторную защиту, поддержание специальных техно­логических режимов эксплуатации скважины.

   Применение ингибиторов — наиболее распространенный метод защиты от коррозии. Используют ингибиторы двух видов: нейтра­лизаторы и экранирующие. Нейтрализаторы (известковое молоко, сода и др.) химически связывают коррозионные агенты (H₂S и СО₂) и поэтому дают высокий эффект защиты, но образуют нера­створимые осадки, забивающие штуцеры и трубы. Экранирующие ингибиторы покрывают металл защитной пленкой.    Применяют углеводородорастворимые (гудроны, сульфокислоты ИКСТ-1, СБ-3, МСДА) и водорастворимые ингибиторы (катапин, А, КО, ВЖС + ПАВ и др.).

   Ингибиторы вводят в скважину тремя способами: подают в затрубное пространство, закачивают в пласт, сбрасывают на забой в твердом состоянии.

   Подача ингибиторов коррозии в затрубное пространство и впрыск в поток газа проводится в принципе так же, как и инги­биторов гидратообразования, а часто вводятся оба ингибитора одновременно.

   Закачку в пласт проводят цементировочным агрегатом в объ­емах до 3—5 м³ один раз в 3—12 мес.

   Твердые ингибиторы опускают на забой на тросе, где они по­степенно растворяются и, двигаясь с газом, покрывают трубы за­щитной пленкой.

   Катодная и протекторная защита перспективна, но технически сложна и на скважинах применяется редко. Используется для защиты МГ и УКПГ от внешней коррозии.

Технологические режимы эксплуатации скважины назначают, стремясь снизить скорость газа и за счет этого замедлить корро­зию. Для этого увеличивают также диаметр фонтанных труб.

   Эффективность ингибирования зависит от непрерывного равно­мерного покрытия поверхности металла защитной пленкой. Нель­зя допускать перерывов в подаче ингибиторов или уменьшать его расход. Поэтому оператору, как при индивидуальной, так и при групповой подаче ингибиторов необходимо главное внимание со­средоточить на постоянном контроле за подачей ингибитора и не допускать перерывов в его подаче в скважину. Нормы подачи устанавливают из условия непрерывного и равномерного покры­тия пленкой защищаемой поверхности оборудования. В среднем закачивают примерно от 50 до 400 см³ ингибитора на 1000 м³ газа. Экспериментально установлено, что при скоростях газа на устье более 10 м/с возможен срыв пленки ингибитора со стенок труб. Поэтому оператор должен следить, чтобы фактические ско­рости газа не превышали этой величины.

   При обслуживании ингибируемых скважин неполадки в подаче ингибитора часто вызваны засорением дозировочных устройств, поэтому надо своевременно очищать фильтры, штуцеры, клапаны, следить за чистотой ингибиторов.

   Коррозионное разрушение оборудования всегда ведет к тяже­лым последствиям: обрыву фонтанных труб, разрушению эксплуа­тационной колонны, задвижек, штуцеров. Замена оборудования приводит к необходимости глушения скважин, прекращению до­бычи газа. Возможно даже открытое фонтанирование — самая опасная и сложная авария. Об этом никогда нельзя забывать при обслуживании скважин, эксплуатируемых в условиях коррозии оборудования.