- •Сколько существует категорий скважин по степени опасности
- •2. Понятие о давлениях в скважине.
- •3. Какие первоочередные действия производственного персонала при возникновении гнвп
- •1. Какие скважины относятся к 1-ой категории опасности
- •1 Категория:
- •2. Мероприятия по предотвращению гнвп и открытых фонтанов при ремонте и эксплуатации
- •Первоочередные действия персонала при возникновении аварийных ситуаций. При разрушении ск (обрыв траверсы, шатуна, канатной подвески)
- •1. Причины перехода гнвп в открытые фонтаны
- •2. Токсичность вредных веществ
- •3. Первоочередные действия персонала при возникновении аварийных ситуаций. При порыве выкидной линии.
- •1. Характерные особенности и отличие газопроявлений и нефтепроявлений. Максимальное избыточное давление на устье скважины при гнвп
- •2. Признаки обнаружения проявлений
- •3. Первоочередные действия персонала при возникновении аварийных ситуаций. При порыве нефтесборного коллектора.
- •1. Монтаж и эксплуатация устьевого оборудования на скважинах с аушгн
- •2. Физико-химические свойства сероводорода. Действие на организм человека. Средства защиты.
- •3. Первоочередные действия персонала при возникновении аварийных ситуаций. При порыве выкидной линии
- •1. Организация и проведение учебных тревог «Выброс» при гнвп
- •2. Колонные головки. Назначение, устройство, монтаж, опрессовка. Условные обозначения. Обозначение коррозионно-стойкого исполнения оп.
- •3. Первоочередные действия персонала при возникновении аварийных ситуаций. При возникновении пожара на устье скважины, агзу.
- •1. Периодичность и порядок проведения учебных тревог на месторождениях, содержащих сероводород
- •2. Техника безопасности и противопожарные мероприятия при гнвп
- •Контроль воздушной среды (квс)
- •1. Основные понятия о гнвп и фонтанах
- •2. Технические средства и приборы раннего обнаружения газонефтеводопроявлений
- •3. Арматура ау эцн. Назначение, устройство, техническая характеристика
- •1. Физико-химические свойства окиси углерода (угарного газа). Действие на организм человека. Средства защиты
- •2. Изолирующие шланговые противогазы пш-1 и пш-2. Назначение, устройство, пользование противогазом
- •Технико-технологические требования по предупреждению гнвп.
- •1. Вредные и опасные свойства паров нефти, нефтепродуктов и газов
- •2. Статическое электричество
- •3. Гнвп с выделением сероводорода
- •1. Требования к монтажу и эксплуатации устьевого оборудования на скважинах для поддержания пластового давления, согласно пб нгп
- •2. Организация квс на месторождениях содержащих, сероводород.
- •3. Классификация фонда эксплуатационных скважин по степени опасности их ремонта
- •1. Газоанализатор анкат-7664м. Назначение, устройство, техническая характеристика
- •2. Оказание первой доврачебной помощи при отравлении парами нефти и газами
- •3. Сероводород. Физико-химические свойства. Действие на организм человека, средства защиты. Пдк и пределы взрываемости
- •1. Фильтрующие промышленные противогазы. Назначение, условия применения. Марки коробок противогазов
- •2. Организация и проведение учебных тревог «Выброс» при гнвп.
- •Физико-химические свойства сернистого ангидрида (диоксида серы). Действие на организм человека. Средства защиты
2. Признаки обнаружения проявлений
Основные признаки газонефтеводопроявлений
Перелив жидкости из скважины при отсутствии циркуляции.
Увеличение объема промывочной жидкости в приемных емкостях при бурении или промывке скважины.
Увеличение скорости потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насоса.
Уменьшение, по сравнению с расчетным, объема доливаемой жидкости при подьёме инструмента.
Увеличение объема вытесняемой из скважины жидкости при спуске труб по сравнению с расчетным.
Снижение плотности жидкости при промывке скважины.
Повышенное газосодержание в жидкости глушения.
Снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках или простоях
3. Первоочередные действия персонала при возникновении аварийных ситуаций. При порыве нефтесборного коллектора.
сообщить диспетчеру;
вывести людей из опасной зоны;
остановить скважины и АГЗУ, работающие на поврежденный нефтепровод, закрыть задвижки на коллектор;
закрыть движение транспорта и выставить знаки;
принять меры к недопущению растекания нефти.
Билет 7
1. Монтаж и эксплуатация устьевого оборудования на скважинах с аушгн
Наиболее распространён в мировой практике штанговый насосный способ добычи нефти, который охватывает более 2/3 общего действующего фонда.
1.СШГНУ (скважинная штанговая глубинная насосная установка) состоит из СК, устьевой арматуры, колонны НКТ, подвешенной на устьевом вкладыше, насосных штанг, штангового насоса – вставного или невстаного (трубного). Возвратно-поступательное движение плунжерного насоса, подвешенного на штангах, обеспечивает подъём продукта из скважины на поверхность. При наличии парафина на штангах устанавливают скребки.
2.Устьевой патрубок с фланцем и вместе с устьевым вкладышем предназначен для:
-обвязки и герметизации устья скважины;
-удержания на весу колонны НКТ;
-направления нефти в выкидную линию;
-выполнения различных технологических операций;
-регулирования отбора и проведения глубинных исследований.
До установки на устье, арматура в сборе в условиях мех. мастерских опрессовывается водой на рабочее давление 140 атм. с выдержкой 5 мин.
3.Полированый шток предназначен для соединения колонны насосных штанг с канатной подвеской. ПШ изготавливают из круглой холоднотянутой калиброванной углеродистой стали марки «40». Выпускаются 3-х типоразмеров:
-D31 мм, L=2600 мм, P=6,5 т, масса=15 кг;
-D31 мм, L=4600 мм, P=6,5 т, масса=27 кг;
-D36 мм, L=5600 мм, P=10 т, масса=46 кг.
4.Сальник устьевой самоустанавливающийся предназначен герметизации ПШ. Характерной особенностью СУС является шарнирное соединение между головкой сальника и его тройником – для поворота головки в пределах конусного угла 3 градуса и самоустанавливание по ПШ – этим обеспечивается уменьшение одностороннего износа набивки при несоосности ПШ с осью ствола скважины. Сальник устьевой изготавливается 2-х типоразмеров: СУС1А-7331 и СУС2А-7331.
СУС1А – с одинарным уплотнением, предназначен для скважин с низким статическим уровнем и без газопроявлений. Выдерживает Р=70 атм. при неподвижном ПШ.
СУС2А – с двойным уплотнением, предназначен для скважин с высоким статическим уровнем и с газопроявлениями. Выдерживает Р=140 атм. при неподвижном ПШ и затянутой сальниковой набивке.
5.После монтажа на устье арматура должна быть опрессована (без СУС) на максимально ожидаемое давление, но не выше Ро э/к или Рраб АУШГН.
6.Обвязка устья скважины должна позволять смену набивки СУС при наличии давления в скважине, замер давления и температуры продукта на устье.
7.СК предназначен для преобразования вращательного движения в возвратно-поступательное движение плунжера глубинного насоса.
Все движущиеся части СК должны быть ограждены, кондуктор должен быть связан с рамой СК двумя заземляющими проводниками, доступными для осмотра. Стальной канат применять запрещается.