2. Фонтанная арматура (назначение, схемы, типоразмеры)

Ответ:

Фонтанная арматура - предназначена для герметизации устья фонтанирующих скважин. Изготавливается по тройниковой схеме для подвески одного или двух подъемных НКТ на резьбовой подвеске патрубка. В качестве запорного устройства в арматуре является прямоточная задвижка ЗМС1 с затвором, герметичность которого обеспечивается полным контактом шибера с седлами.

Для регулирования дебита скважины ФА оснащают дросселем регулируемого типа.

На боковых отводах елки и трубной головки предусмотрены отверстия для подачи ингибиторов в затрубное пространство и в ствол елки, карманы для замера температуры среды, вентилей для замера давления.

Фонтанные арматуры подразделяются на разные рабочие давления и условный проход, так:

АФК-65*14

Техническая характеристика:

1.	Условный проход ствола, боковых струн, мм	65
2.	Рабочее давление, МПа	14

Рис. Арматура устьевая фонтанная АФК(Ш) - 65(80, 100)х21(14, 35) К1(К2)

Область применения, для чего предназначено изделие

Арматура предназначена для герметизации устья нефтяных скважин, регулирования режима их эксплуатации, установки и присоединения устройств для исследования скважин и проведения технологических операций.

Арматура оснащена надежными, легкоуправляемыми и высокогерметичными задвижками ЗД. В качестве регулирующего органа (АФКШ) применятся дисковая штуцерная задвижка ЗДШ предназначенная для ступенчатого регулирования расхода жидкости. Отсутствие свободного объема в задвижках этого типа исключает возможность попадания и замерзания воды в корпусе задвижки. Используемые сплавы и материалы обеспечивают высокую стойкость против износа и коррозии.Климатическое исполнение устьевой арматуры УХЛ1(ХЛ1) по ГОСТ 15150-69.Предельные значения рабочих температур окружающего воздуха от +40 до -60 ºС.

Краткие технические характеристики

Рабочее давление, Рн, МПа (кгс/см²)		14 (140), 21 (210), 35 (350)
Условный проход Dн, мм	Ствола елки	65, 80, 100
	Боковых отводов	50, 65, 80, 100
	Боковых отводов трубной головки	50, 65
Присоединительная резьба	к насосно-компрессорным (лифтовым) трубам	НКТ73, НКТ89, НКТ102, НКТ114 ГОСТ 633-80
	к обсадным трубам*	Обс.146,168, ОТТМ 146,168 ГОСТ 632-80
Стойкость к воздействию скважинной среды		К1, К2 ГОСТ 13846-89
Температура рабочей среды, не более, ºС		120

3. Технология проведения горячей обработки скважин и выкидных шлейфов с помощью ППУ

Ответ:

Парафин - это твердые углеводороды метанового ряда. Температура плавления парафина 52…62 °С. В пластовых условиях парафин находится в растворенном состоянии. При снижении температуры, давления и выделения из нефти растворенного газа начинается выпадение парафина в виде кристалликов на НКТ, ГНО, нефтепроводах.

Технология проведения горячей обработки скважин с помощью ППУ заключается в следующем:

1. Установить ППУ на расстоянии не менее 25м от устья скважины с наветренной стороны.

2. Машинист ППУ перед подачей перегретого пара в затрубье работающей скажины от ППУ, должен убедиться в герметичности системы обвязки (нагнетательная линия перед началом работ должна быть спрессована на полуторакратное рабочее давление)

3.Убедившись в стабильной работе всех систем агрегата и в герметичности системы обвязок, начинает закачку пара в затрубное пространство работающей скважины.

4. Закачка пара производится с поддержанием запланированного режима при температуре (120-130 0С для ШГН) и с контролем давления.

4. Машинист ППУ контролируется падение давления в затрубном пространстве скважины и после этого продолжает прогрев до полного выноса расплавленного АСПО из скважины.

5. По окончании работ, через 3х ходовой кран стравливают давление в нагнетательной линии и разбирают манифольд.

Технология проведения горячей обработки шлейфов скважин с помощью ППУ заключается в следующем:

1. Установить ППУ на расстоянии не менее 25м от устья скважины с наветренной стороны.

2. Машинист ППУ перед подачей перегретого пара в шлейф работающей скажины от ППУ, должен убедиться в герметичности системы обвязки (нагнетательная линия перед началом работ должна быть спрессована на полуторакратное рабочее давление)

3. Убедившись в стабильной работе всех систем агрегата и в герметичности системы обвязок, начинает закачку пара в шлейф скважины через пропарочный кран.

4. Во время закачки пара производится контроль давления закачки и температуры приходящей жидкости на конце шлейфа.

5. После снижения давления в шлейфе, увеличивают расход пара для полного выноса парафиновой фракции из шлейфа.

6. По окончании работ, через 3х ходовой кран стравливают давление в нагнетательной линии и разбирают манифольд.

4. Первая медицинская помощь при отравлении нефтяным газом

Ответ:

Оказывающий помощь должен:

вывести или вынести пострадавшего из загазованной зоны;

расстегнуть одежду и обеспечить приток свежего воздуха;

уложить пострадавшего, приподняв ноги (при отравлении угарным газом - строго горизонтально);

укрыть пострадавшего одеялом, одеждой и т.п.;

поднести к носу пострадавшего ватку, смоченную раствором нашатырного спирта;

дать выпить большое количество жидкости;

при остановке дыхания приступить к искусственному дыханию;

срочно вызвать квалифицированную медицинскую помощь.

5. На основании каких документов производится идентификация опасности

Ответ:

Индетификация опасности – Процесс распознавания существования опасности и определения ее характеристик.

Исходные данные:

1. Деклорация промышленной безопасности.

2. Деклорация пожарной безопасности.

3. Паспорт оборудования.

4. Технологические регламенты и технологические схемы ОПО.

5. План ликвидации аварийных ситуаций.

6. План ликвидации аварийных разливов нефти.

Билет №8

1. Виды геолого-технических мероприятий (перечислить, каждому дать краткую характеристику)

Ответ:

Геолого – технические мероприятия проводятся на скважинах при увеличении производительности или ремонтах её наземного и подземного оборудования.

1.1 Под воздействием на нефтяную залежь следует понимать комплекс технологических и технических мероприятий, направленных на поддержание естественной пластовой энергии и создание благоприятных условий для вытеснения нефти из пород-коллекторов к забоям эксплуатационных скважин с целью интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеизвлечения из пластов.

1.2 Методы воздействия на нефтяные залежи (эксплуатационные объекты) условно подразделяются на:

а) гидродинамические,

б) физико-химические,

в) тепловые.

1.3 К гидродинамическим методам относятся методы, связанные с закачкой в пласты воды без специальных добавок. В зависимости от геолого-физических характеристик, форм и размеров залежей могут применяться различные системы заводнения: законтурное, приконтурное, внутриконтурное, площадное, очаговое, избирательное и различные их сочетания.

1.4 К физико-химическим методам воздействия относятся методы, связанные с закачкой в пласты газа или воды с различными химреагентами с целью повышения нефтеизвлечения из пластов.

1.5 К методам теплового воздействия на пласты относятся:

закачка горячей воды, пара, осуществление различных модификаций внутрипластового горения.

1.6 С целью повышения нефтеизвлечения могут применяться также различные сочетания перечисленных в 1.2. методов воздействия на нефтяную залежь.

1.7 Выбор метода воздействия на пласт, технология его осуществления, методы контроля и регулирования обосновываются в проектных документах на разработку в зависимости от геолого-физической характеристики коллекторов и насыщающих их жидкостей, глубины и характера залегания пластов и др. факторов.

1.8 Нефтегазодобывающие предприятия совместно с научно-исследовательскими и проектными организациями на основе текущего анализа состояния разработки ежегодно определяют эффективность применяемых методов воздействия на пласт.

1.9 Под регулированием процесса разработки нефтяных залежей следует понимать целенаправленное поддержание и изменение условий разработки продуктивных пластов в рамках принятых технологических решений.

1.10 К основным методам и мероприятиям по регулированию разработки относятся:

а) изменение режимов работы добывающих скважин (увеличение или ограничение отборов жидкости, отключение высокообводненных скважин, а также скважин с аварийными прорывами свободного газа, форсированный отбор жидкости, периодическое изменение отборов);

б) изменение режимов работы нагнетательных скважин (увеличение или ограничение закачки рабочего агента, перераспределение закачки по скважинам, циклическая закачка, применение повышенного давления нагнетания и др.);

в) увеличение гидродинамического совершенства скважин (дополнительная перфорация, различные методы воздействия на призабойную зону пласта и др.);

г) изоляция или ограничение притока попутной воды в скважинах (различные способы цементных заливок, создание различных экранов, применение химреагентов и т. д.);

д) выравнивание профиля притока жидкости или расхода воды (селективная закупорка с помощью химреагентов и механических добавок, закачка инертных газов, загущенной воды и др.);

е) одновременно-раздельная эксплуатация скважин и одновременно-раздельная закачка воды на многопластовых месторождениях (при наличии надежного оборудования);

ж) изменение направлений фильтрационных потоков;

з) очаговое заводнение;

и) перенос фронта нагнетания;

к) бурение резервных добывающих и нагнетательных скважин.

Комплекс рекомендуемых мероприятий по регулированию процесса разработки должен проводиться с применением оборудования и методов контроля, позволяющих проводить оценку их эффективности, и уточняется в авторском надзоре.

1.11 Планирование и реализация методов и мероприятий регулирования процесса разработки (составление планов геолого-технических мероприятий) осуществляется нефтегазодобывающими предприятиями ежегодно на базе рекомендаций научно-исследовательских и проектных организаций, выдаваемых в авторских надзорах за реализацией проектов.

1.12 Весь комплекс мероприятий по регулированию процесса разработки и оценка его эффективности, после утверждения в установленном порядке, осуществляется нефтегазодобывающими предприятиями.

1.13 Отчет о проведенных мероприятиях по регулированию процесса разработки составляется нефтегазодобывающими предприятиями ежегодно и в виде отдельного раздела включается в годовой геологический отчет. Оценка технологической и экономической эффективности отдельных мероприятий в необходимых случаях выполняется научно-исследовательскими институтами в отчетах по авторскому надзору и анализах разработки.

2. Устьевые сальники (назначение, марки и их различия)

Ответ:

Устьевой сальник предназначен для эксплуатации в комплекте устьевого оборудования штанговых глубиннонасосных скважин. Устьевой сальник может быть выполнен секционным, при этом корпус выполнен составным из свинчиваемых нижней и верхней секции, а нижний торец верхней секции выполнен в виде поджимной гайки, взаимодействующей с сальниковой набивкой нижней секции. При двухсекционном выполнении корпуса в нём устанавливают две сальниковые набивки, по одной в каждой секции. Для поджима сальниковой набивки в нижней секции используется нижний торец верхней секции.

Типоразмер 1СУ 32-73 с тройником 2СУ 32-73

Д полиров. штока 31,8мм 31,8мм

Рабочее давление 4МПа 4МПА

Аварийное давление 14МПа 14МПА

Размеры, мм 495х330х125 400х164х125

Масса 21кг 15,6кг