ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЕ БИЛЕТЫ ПО ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА (С ОТВЕТАМИ)

Главная Учебники - АЗС, нефть ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЕ БИЛЕТЫ ПО ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА (С ОТВЕТАМИ)

ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЕ БИЛЕТЫ ПО ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА (С ОТВЕТАМИ)

Билет № 1

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

Оборудованием газовой скважины называют все те части ее конструкции, которые обеспечивают возможность ее эксплуатации, испытания и исследования. Обычно различают наземное оборудование и подземное оборудование. Наземное оборудование предназначено для герметизации устья скважины , изменения направления движения потока газа и подачи газа в шлейф.

Колонная головка. Верхняя часть обсадных труб всех скважин заканчивается колонной головкой. Предназначена для обвязки устья скважины с целью герметизации межтрубных пространств, обвязки обсадных колонн и установки фонтанной арматуры.

На устье скважины устанавливается фонтанная арматура, предназначаемая для:

-подвески одной или двух колонн НКТ;

-герметизации и контроля пространства между колоннами НКТ и затрубного пространства;

-проведения различных технологических операций при вызове притока, освоении, эксплуатации, исследовании и ремонте;

-направления продукции скважины на замерную установку;

-регулирования режима работы скважины и проведения глубинных исследований путём спуска приборов;

-закрытия скважины (при необходимости).

Для обслуживания ФА на устье устанавливается рабочая площадка.

ФА состоит из трубной головки и фонтанной ёлки. Бывает крестового и тройникового типа. Промышленность выпускает ФА с крановым запорным устройством. Запорное устройство пробковый кран КППС-65-140. Проходное сечение -65мм., Рабочее давление -140ат.

Обозначение ФА такого типа указаны ниже АФК1-65-140. Фонтанная арматура с прямоточными задвижками 3МС-1 с уплотняемой смазкой служит для герметизации устья нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин. Арматуру собирают по крестовой и тройниковой схеме. Проходное сечение задвижек 65мм, рабочее давление 210 и 350 ат. Проходное сечение 50мм, рабочее давление 700 ат. Эти задвижки представлены модификацией ЗМА.

Фонтанные арматуры с прямоточными задвижками: АФК-1 – 65х210, АФК-2 65х210,АФК-3 65х350. На старых промыслах применяются ФА с прямоточными задвижками с клинообразным уплотнением АФК 2^1/₂ х200.

2. Гидростатическое давление. Его свойства, формула.

Гидростатическое давление есть давление столба жидкости, выраженного в атмосферах, выражается формулой Р = ρH/10 ( ат ).

Н – глубина скважины

ρ - удельный вес жидкости.

Гидростатическое давление зависит от глубины скважины и величины удельного веса жидкости, с увеличением этих величин увеличивается гидростатическое давление.

3. Манометры U-образные. Область применения.

Для измерения давления газа и воздуха до 500 мм рт.ст (500 кгс/м2) применяют стеклянный У- образный манометр. Они бывают 2-х трубные и однотрубные цена деления 1мм. У двухтрубного манометра О расположен посредине. Распространены шкалы с пределами 0 - 100, 0 - 250,0 - 640. Существуют однотрубные водяные манометры где отсчет идет с О отметки. Для измерения Р более 500 кгс/м² в трубку заливают ртуть и отсчет ведут умножив показания на 13,6 (плотность ртути). Зимой в трубки заливают керосин или спирт и естественно показания умножают на 0,75 – 0,85 (плотность спирта, керосина). Перед началом работы необходимо убедиться, что трубка соединяющая трубопровод с манометром не повреждена и герметична, У-образный манометр должен находиться в строго вертикальном положении и при посадке манометра на «ноль» уровень жидкости должен находиться на отметке «ноль».

4.Устройство регулируемого штуцера ШР-1

Регулируемый штуцер предназначен для регулирования дебита газовой скважины без разборки штуцерной болванки. Регулируемый штуцер ШР-1 состоит из следующих основных узлов:

-корпуса с уплотнительными кольцами под уплотнительное кольцо D -110мм.

-подвижного и неподвижных сегментов, посредством которых изменяется сечение штуцера.

-указателя положения сегмента и соответственно размера проходного сечения штуцера.

-штока и сальникового уплотнения.

Одним из преимуществ регулируемого штуцера, по отношению к широко применяемым штуцерам сураханского типа, является то, что посредством его можно регулировать дебит газа без разборки штуцерной болванки.

5. Правила безопасности предъявляемые к оборудованию для сбора нефти, газа и конденсата

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.

БИЛЕТ № 2

Профессия:1584 Оператор по добыче нефти и газа

1. Конструкция газовой скважины. Назначение направления, технической и эксплуатационной колонн.

После бурения и цементажа эксплуатационной колонны проводятся испытания эксплуатационной колонны на герметичность. Испытания проводятся водой, давление опрессовки выше на 10% от ожидаемого рабочего давления (от пластового). Колонна считается герметичной, если давление снизилось не более чем на 5 атм. за 30 мин. Эксплуатационные колонны газовых, газоконденсатных скважин совместно с колонной головкой испытываются на герметичность инертным газом – азотом. В исключительных случаях испытания проводятся воздухом по согласованию с органами Ростехнадзора.

Для обеспечения технологии добычи газа применяется подземное и наземное оборудование скважины.К подземному оборудованию газовой скважины относится:

-направление, предохраняющее устье скважины от размыва в процессе бурения. Диаметр направления 325мм , длина 8 – 10 м.

-кондуктор предназначен для предохранения загрязнения выше лежащих пресноводных горизонтов. Опускается на глубину 50 – 400 м., диаметр - 245 мм.

-техническая колонна предназначена для отключения интервалов разреза не совместимых при бурении ниже лежащих интервалов.

-эксплуатационная колонна предназначена для изоляции продуктивных горизонтов от всех других горизонтов и для сообщения продуктивного пласта с поверхностью. Эксплуатационная колонна опускается от устья скважины до подошвы продуктивного пласта, диаметр колонны 127; 146мм., толщина стенки 8 – 12мм., марка стали Д, К, Е.

2. Пластовое давление. Режимы работы газовой скважины.

Места скопления природного газа в свободном состоянии в порах и трещинах горных пород называют газовыми залежами.

Газовым месторождением обычно называют одну или несколько залежей, расположенных на одной территории. Природный газ в газовых, газоконденсатных месторождениях находится под давлением кровельных или подошвенных вод, а также под давлением горных пород. Горным давлением называется давление создаваемое весом горных пород, залегающим над газом: Ргор.= п L/10 где:

Ргор.- давление горных пород в атм;

п – удельный вес горных пород равное 2,5г/см³;

L – расстояние от поверхности земли до точки пласта, где определяется горное давление в метрах. Давление газа в газовой залежи всегда меньше горного давления. Давление, под которым находится газ в пласте, называется пластовым давлением. Начальное пластовое давление в газовой залежи обычно равно гидростатическому, т.е. равно глубине скважины умноженному на удельный вес воды и деленному на 10. Рпл. = ρН/10 (ат).

Пластовое давление - важный фактор (параметр) газового месторождения с помощью которого определяются запасы пластовой энергии, запасы газа, дебиты газовых скважин.

Под режимом газовой залежи понимают проявление доминирующей формы энергии пластовой, вызывающей движения газа по пласту и обуславливающей приток газа к скважине в процессе разработки. Режим газовой залежи зависит от геологического строения, гидрогеологических условий и размеров водонапорной системы, от коллекторских свойств продуктивного горизонта, отбора газа из залежи. В практике разработки газовых месторождений различают: газовый режим и водонапорный режим. Водонапорный режим подразделяется на упругий и жесткий. При газовом режиме единственной силой движения газа в пласте является энергия давления газа. При водонапорном режиме основной силой, обуславливающей движение газа по пласту, является давление подошвенных и краевых вод.

3. Шахтный интерферометр ШИ-11. Назначение и устройство.

Переносной прибор, предназначенный для определения содержания метана и углекислого газа в воздухе в процентах по объему. Диапазон измерения 0 - 6% по объему. Рабочая температура – 10 +40^оС. Питание 1 элемент типа 343. Исполнение – рудничное, взрывобезопасное. Прибор работает на принципе прохождения лучей света через разные газовоздушные смеси, затем их совмещение на один экран. Если одна из камер имеет газовоздушную смесь, в результате происходит смещение интерферационной картины относительно нулевой отметки шкалы. По величине смещения интерферационной картины, которая пропорциональна концентрации газа, проводится определение процента содержания газа в воздухе. Перед измерением проверить положение интерферационной картины. Для этого нужно нажать кнопки И и К одновременно и посмотреть в окуляр. Если левая черная риска совместилась с О шкалы - прибор готов к измерению. Если сместилась, то винтом 5 совместить (выставить на О).

4. Назначение принцип действия технического манометра.

Для измерения избыточного давления применяют манометры, основанные на использовании деформации упругого чувствительного элемента, возникающей под влиянием измеряемого давления. В качестве чувствительного элемента используется одновитковая трубчатая пружина (трубка Бурдона). Другими видами чувствительного элемента являются многовитковая трубчатая пружина, плоская гофрированная мембрана, гармоникообразная мембрана (сильфон). Манометры с одновитковой пружиной применяют для измерения давления от 0-1600 кгс/см². рабочий орган - полая трубка овального сечения, изогнутая по окружности на 270^о, одним концом соединена со штуцером с резьбой для подсоединения к измеряемой среде. Свободный конец запаян и с помощью поводка связан с передаточным механизмом зубчатого сектора, оси с шестерней и стрелкой. Под действием давления трубка выпрямляется, поворачиваясь на некоторый угол. Преобразование движения свободного конца трубки в движение показывающей стрелки достигается за счет передаточного механизма (сектор-шестерня-стрелка).

5. Правила безопасности при эксплуатации сосудов, работающих под давлением.

Сосуды, работающие под давлением на групповых установках (сепараторы, конденсатосборники, пылеулавливатели, циклонные сепараторы) эксплуатируются согласно требований «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением». К эксплуатации сосудов, работающих под давлением, могут допущены лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование, обученные по соответствующей программе, аттестованные и имеющие удостоверение на право обслуживания сосудов. Подготовка и проверка знаний персонала, обслуживающего сосуды, должна проводиться в профессионально-технических училищах, в учебно-курсовых комбинатах имеющих лицензию органов Госгортехнадзора России. Для управления работой и обеспечения безопасных условий эксплуатации сосудов они оснащены:

- запорной или запорно-регулирующей арматурой.

- приборами для измерения давления.

- приборами для измерения температуры.

- предохранительными устройствами.

Арматура должна иметь следующую маркировку:

- наименование или товарный знак изготовителя.,

- условный проход в мм.,

-условное давление МПа.,

- направление потока среды.,

- марку материала корпуса.

На маховике запорной арматуры указывается положение открыто – закрыто.

Манометр устанавливается на штуцер сосуда или на трубопроводе между сосудом и запорной арматурой.

Манометры должны иметь класс точности не ниже 2,5 при рабочем давлении сосуда до 2,5 МПа (25 ат), класс точности 1,5 при рабочем давлении сосуда свыше 2,5 МПа (25 ат). На шкале манометра владельцем сосудов должна быть нанесена красная черта, указывающая рабочее давление в сосуде. Взамен красной черты разрешается прикреплять к корпусу металлическую пластинку, окрашенную в красный цвет и плотно прилегающую к корпусу манометра.

Каждый сосуд должен быть снабжен предохранительными клапанами. В качестве предохранительных устройств применяются:

- пружинные предохранительные клапана.,

- рычажно-грузовые предохранительные клапана.,

- предохранительные устройства с разрушающими мембранами.

Если расчетное давление сосуда равно или больше давления питающего источника и в сосуде исключена возможность повышения давления от химической реакции или обогрева, то установка на нем предохранительного клапана не обязательна.

Предохранительное устройство обеспечивается паспортом или инструкцией по эксплуатации.

Регулировка предохранительных клапанов для сосудов с рабочим давлением:

-до 0,3 МПа (3ат)- 0,35 МПа (3,5ат)

-от 3 до 6 МПа (30-60ат) на 15%

-свыше 6 МПа (60ат) на 10 %.

Аварийно сосуд должен быть остановлен:

1. Если давление в сосуде поднялось выше разрешенного.

2. При неисправности предохранительных устройств.

3. При повреждениях в корпусе.

4. При неисправности манометров (невозможно их заменить без отключения сосуда).

Билет № 3

1. Назначение запорной арматуры. Разделение запорной арматуры на классы по давлению и условному проходу.

Запорная арматура предназначена для герметического отключения аппаратов (сепараторов), приборов, части трубопровода. Одно из основных требований к запорной арматуре - минимальное гидравлическое сопротивление при открытом проходе. На газопроводах в качестве запорной арматуры применяют краны, задвижки, вентили. Наиболее широкое применение нашли краны и задвижки. Запорные вентили применяют на газопроводах, на установках подготовки газа, на вспомогательных линиях, в обвязке насосов для подачи ингибиторов гидратообразования.

По давлению запорная арматура подразделяется на три группы.

-арматура низкого давления – давление до 1 МПА (10 ат).

-арматура среднего давления - давление от 1 МПА до 10 МПА (10 до 100 ат).

-арматура высокого давления - давление от 10 МПА до 100 МПА (100 до 1000ат).

Условный диаметр Ду в арматуре - это есть номинальный диаметр в присоединительных патрубках стандартных размеров, не распространяется на размеры проходов в седлах и корпусах запорных устройств и определяются в зависимости от требований предъявляемых к конструкции.

2. Пористость и проницаемость горных пород. Коэффициент пористости

Пористость - является свойством горной породы, характеризующее ее способность вмещать жидкие или газообразные углеводороды и воду. Поры и другие пустоты в породе по своему происхождению делятся на:

- Первичная пористость - образовавшаяся в процессе осадконакопления.

- Вторичная пористость - образовавшаяся в процессе диагенеза и температуры. Пористость выражается в процентах.

Коэффициент пористости - это отношение суммарного объема всех пор (Vп) к видимому объему породы (V) Vп/ V.

Отношение объема сообщающихся между собой пор к объему образца называется коэффициентом открытой пористости.

Отношение объемов занятых углеводородами, через которые возможно движение углеводородов при данном режиме фильтрации к объему образца называется эффективная пористость.

Пористость зависит от формы, расположения и укладки зерен (частиц) и степени их окатанности, степени отсортированности частиц, слагающих породу, наличие цементирующего материала и т.д.

На коллекторские свойства породы огромное влияние оказывают форма и особенно величина пор (пустот).

Проницаемость горных пород это способность породы пропускать через себя жидкость и газы при наличии перепада давлений.

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 2^1/₂ 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

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.

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.

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. 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.

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.

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 м³газа. 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.

4. Капитальный ремонт скважин. Виды ремонта и назначение.

Капитальный ремонт скважин - это комплекс работ связанных с восстановлением работоспособности скважины посредством ремонта эксплуатационной колонны, цементного кольца за эксплуатационной колонной, проведения изоляционных работ по ликвидации притока пластовой воды, крепления призабойной зоны, а так же ликвидации прихвата НКТ.

В зависимости от объема работ их характера и степени сложности капитальные ремонты подразделяются на 2 категории:

1 категория - ремонт до глубины 1500 метров

2 категория - ремонт на глубине свыше 1500 метров.

Ко 2-й категории независимо от глубины относятся все виды наиболее сложных работ: ликвидация аварий, ремонт в наклонных скважинах, ремонты при сильном нефтегазовом проявлениях.

Виды капитальных ремонтов:

1. Исправление дефекта в колонне.

2. извлечение НКТ прихваченных песком или оборванных.

3. проведение изоляционных работ с переходом на вышележащий горизонт

4. забуривание вторых стволов.

Текущий подземный и наземный ремонт скважин. Основными видами работ по текущему подземному ремонту с находящимися в эксплуатационном фонде скважинами на газовых промыслах являются:

1) ликвидация песчаных пробок на забое скважины;

2) спуск и смена фонтанных труб;

3) смена разобщителя (при раздельной эксплуатации) вследствие негерметичности создаваемого им уплотнения в стволе скважины.

К наземному текущему ремонту можно отнести ликвидацию утечек газа через устьевое и наземное оборудования (фонтанная арматура, сепараторы или водосборники, контрольно-измерительные приборы и др.).5. Взрываемость газов. Пределы взрываемости.

Природные нефтяные газы обладают опасными свойствами

-токсичностью, зависящей от состава газа

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 – нижний – 5% - верхний – 15%

Для этана – нижний – 3,22% - верхний – 12,45%.

Обычно для природного газа принят нижний и верхний предел взрываемости 5-15%.

Профессия:1584 Оператор по добыче нефти и газа

Билет № 8

1.Понятие о пластовом и забойном давлении. Способы их определения.

Давление на забое закрытой скважины при полном наборе давления на устье (при максимальном Рст) называется пластовым давлением.

Давление на забое работающей скважины называется забойным давлением. Разница между пластовым и забойным давлением называется депрессией.

Р_{ДЕПРЕССИЯ}=Рпл-Рзб

Пластовое и забойное давление определяется глубинными манометрами МГН-1 и МГН – которые опускаются в скважину через лубрикатор с помощью автолебедки на проволоке Д=1,8-2,2 мм. Пластовое Р можно определить по барометрической формуле:

Рпл= Рст · е^s

Где Рст- давление на устье закрытой скважины

е- основание натурального логарифма (2,7)

S- показатель зависящий от глубины скважины L, удельного веса газа γ, коэффициента сжимаемости газа Zср, средней температуры по стволу скважины Тср, определяется по таблицам.

S= 0,03415 · L· γ

Тср · Zср.

2. Конструкция газовой скважины. Назначение направления, технической и эксплуатационной колонн.

Для обеспечения технологии добычи газа применяется подземное и наземное оборудование скважины.

К подземному оборудованию газовой скважины относится:

3. Перечень обязательных инструкций и документов на УКПГ.

Согласно утвержденного перечня основные документы УКПГ.

1.Технологическая схема ГУ с указанием номеров задвижек .

1. Рабочая инструкция на все виды работ ГУ.

2. Регламент работы ГУ.

3. Сборник инструкций по т/б для работников КГПУ.

4. Схема подземных трубопроводов и кабелей.

5. Схема места отбора анализа газовоздушной смеси.

6. Журнал учета анализов.

7. Вахтовый журнал на ГУ и котельной установки.

8. Журнал проверки и обслуживания кранов.

9. План проведения аварийных тренировок с перечнем возможных аварий на каждом объекте ГУ и скважине.

10. Журнал обхода скважин.

11. Журнал состояния т/б на объекте 1-я, 2-я, 3-я совмещенная.

12. Журнал учета добычи газа и конденсата.

13. Журнал учета газа на собственные нужды с методикой расчета газа на собственные нужды.

14. Журнал учета работы автоматики и замены манометров.

15. Журнал учета проверки противопожарного оборудования.

4. Задвижки с клиновым затвором. Принцип работы, устройство задвижки.

Клиновые задвижки. В клиновых задвижках седла в корпусе расположены под небольшим углом друг к другу, а затвор представляет собой устройство в виде клина - жесткого, упругого или двухдискового, который в положении «закрыто» плотно входит в пространство между седлами. В зависимости от условий эксплуатации выбирается тот или иной вид клина.

Запорные клиновые задвижки как и запорные краны имеют небольшое гидравлическое сопротивление, поэтому их широко применяют в системе транспорта, добычи и промысловой обработке газа. Задвижки при диаметре Ду 200 мм имеют более меньшие размеры и массу чем краны. Однако задвижки имеют один существенный недостаток - невозможность применять постоянную смазку для клина и уплотнение в корпусе, что невозможно обеспечить герметичность на длительное время. Основными элементами задвижек является: корпус с фланцами, крышка с гайкой шпинделя и сальниковым устройством. По своей конструкции задвижки бывают с выдвижным и невыдвижным шпинделем. Затвор состоит из двух дисков и расположенного между ними клина.

5. Требования безопасности при выполнении газоопасных работ.

К газоопасным работам относятся работы, связанные с осмотром, ремонтом, разгерметизацией технологического оборудования, коммуникаций, в том числе работы внутри емкостей горючих, взрывоопасных, токсичных и ядовитых веществ. Газоопасные работы, связанные с пребыванием людей внутри аппаратов, емкостей и другого оборудования должны проводиться в тех случаях, когда они не могут быть механизированы и не могут проводиться без непосредственного участия людей.

Начальник газового промысла разрабатывает перечень газоопасных работ ,проводимые с нарядом-допуском и без наряда-допуска, но с обязательной регистрацией в специальном журнале. Перечень газоопасных работ согласовывается с производственно-техническим отделом, службой техники безопасности и утверждается гл.инженером ГПУ. На проведение газоопасных работ оформляется наряд-допуск, предусматривающий весь комплекс безопасного проведения газоопасных работ. В наряде-допуске указываются подготовительные работы и ответственное лицо из числа ИТР подразделения (цеха, промысла ). В наряде-допуске указывается ответственное лицо за безопасное ведение газоопасных работ. Как правило ответственным за выполнение подготовительных мероприятий является мастер д/г.

Исполнители газоопасных работ обязаны:

-пройти инструктаж по безопасному ведению работ и расписаться в наряде-допуске.

-ознакомиться с условиями , характером и объемом работ на месте их выполнения.

-выполнять только ту работу, которая указана в наряде-допуске.

-приступать к выполнению работ только по указанию ответственного за проведение этой работы.

-применять средства защиты и соблюдать меры безопасности, предусмотренные в наряде-допуске.

-знать признаки отравления газом (вредными веществами), место расположения связи, порядок эвакуации пострадавшего из опасной зоны.

-уметь оказывать первую помощь пострадавшему, уметь пользоваться защитными средствами и инструментом.

-следить за состоянием самочувствия своего и товарищей по работе, при первых признаках недомогания сообщить руководителю(ответственному лицу за выполнение этих работ).

-прекращать работы при возникновении опасной ситуации.

Профессия:1584 Оператор по добыче нефти и газа

Билет № 9

1. Компонентный состав природных газов газоконденсатных месторождений.

Природные газа газоконденсатных месторождений состоят из смеси сухого газа метана СН₄ и более тяжелых углеводородов пропан - бутановых фракций: пропан С₃Н₈, бутана С₄Н_10,кроме этого присутствуют азот N₂, углекислый газ СО₂, сероводород Н₂S.

2. Подземное оборудование газовой скважины.

Подземное оборудование скважин состоит из оборудования забоя и ствола.

Оборудование забоя предназначено для предотвращения разрушения продуктивного пласта и выноса на забой твердых частиц, а также для изоляции обводнившихся пропластков. Оборудование забоя должно иметь по возможности наименьшее гидравлическое сопротивление, обеспечивать возможность проведения работ по увеличению производительности скважин. Забой может быть открытым, перфорированным, оборудованным фильтрами, закрепленным смолами.

Фильтрами оборудуют забои скважин, вскрывающих рыхлые, неустойчивые, слабосцементированные породы. Фильтры не пропускают твердые частицы пород пласта на забой, но должны иметь сравнительно небольшое гидравлическое сопротивление.

При эксплуатации скважин, оборудованных фильтрами, необходимо очень аккуратно и внимательно следить за изменением дебита скважины, чтобы он ни в коем случае не превышал допустимый, не изменять резко дебит, не продувать скважину в атмосферу. Оператор должен регулировать работу скважины так, чтобы не разрушить фильтр. О разрушении фильтра можно судить по резкому увеличению содержания твердых частиц в газе. Признак засорения фильтра — заметное снижение дебита скважины при постоянной депрессии на пласт.

К оборудованию ствола относится оборудование, размещенное внутри эксплуатационной (обсадной) колонны в пространстве от забоя до устья.

Всегда стремятся эксплуатировать скважину, используя простейшее оборудование, поскольку при этом проще обслуживание, меньше затраты на оборудование, выше технико-экономические показатели добычи газа. Сложное оборудование применяют только в силу необходимости, когда без этого нарушается процесс добычи, возникает опасность остановки скважин, возможны аварийные ситуации.

По обсадной эксплуатационной колонне газ добывают в редких случаях, когда в нем нет вредных примесей, очень малое количество твердых частиц и жидкости, небольшие глубины (до 1000 м), давления (6—9 МПа), дебиты (до 100 тыс. м³/сут). В стволе нет никакого оборудования, затраты труда и средств на обслуживание скважин наименьшие.

Как правило, газ отбирают через колонну фонтанных труб, которую опускают внутри обсадной колонны. Фонтанные трубы обеспечивают следующее:

предохранение обсадных труб от эрозии и коррозии;

вынос жидкости и твердых частиц с забоя;

эксплуатацию скважины в осложненных условиях (подача в поток газа на забой ингибиторов коррозии и гидратообразования, ПАВ, глушение скважин, отбор газа по затрубному пространству и т. д.);

одновременную раздельную эксплуатацию (ОРЭ) нескольких пластов одной скважиной.

Эксплуатационный пакер - предназначен для герметичного разобщения внутренней полости фонтанной колонны от затрубного пространства.

Циркуляционный клапан — для контролируемого «сообщения— разобщения» внутритрубной и затрубной полостей выше пакера.

Ингибиторный клапан — для пропуска ингибитора коррозии или гидратообразования из затрубного пространства в фонтанную колонну.

Глубинный (забойный) клапан-отсекатель — для перекрытия проходного сечения фонтанной колонны в случае аварийного фонтанирования.

3. Вентили. Устройство, принцип работы и типы вентилей.

Запорные вентили на магистральных газопроводах, на установках подготовки газа, на объектах газодобычи имеют ограниченное применение из-за относительно большого гидравлического сопротивления. Их используют на вспомогательных линиях, где потеря напора не имеет существенного значения (при установке контрольно-измерительных приборов, при обвязке насосов по закачке ингибиторов гидратообразования и коррозии).

Основными узлами вентиля является корпус с муфтовым или фланцевым соединением, шток с узлом уплотнения и сальниковым устройством.

По своей конструкции вентиля подразделяются на муфтовые и фланцевые. Условный проход от 15 -50мм, рабочее давление от 10 – 320 атм.

4. Плановые и аварийные работы на газопроводах.

Основным условием правил безопасности при ремонтно- монтажных работах является создание безопасных условий труда для рабочих, занятых выполнением этих работ. При вскрытии газопроводов необходимо производить работы с применением землеройной техники. При вскрытии газопровода, находящегося под давлением необходимо вскрытие производить вручную на расстоянии не менее 0,5 м от образующей газопровода. При вскрытии участка газопровода с поврежденной изоляцией давление в газопроводе должно быть снижено на 10% от величины максимального рабочего давления.

При проведении огневых работ следует соблюдать требование «Типовой инструкции по безопасному ведению огневых работ на газовых объектах Мингазпрома».

Перед началом работ необходимо произвести отключение газопровода от ГУ и скважины со стравливанием давления и установкой заглушек.

Огневые работы при вскрытии газопровода проводится при давлении 10-50 мм. вод. столба

5. Правила работы слесарным инструментом, требования к инструменту.

К самостоятельной работе со слесарным и кузнечным инструментом допускается персонал, не имеющий медицинских противопоказаний, прошедший вводный инструктаж по охране труда и первичный инструктаж на рабочем месте, ознакомленный со специальными инструкциями по работе с инструментом. С правилами пожарной безопасности и усвоивший безопасные приемы работы, знающий и умеющий применять методы оказания первой помощи при несчастных случаях, а также аттестованный в установленном порядке и имеющий соответствующее удостоверение. Инструмент, предназначенный для работы в агрессивной среде, должен быть устойчив к воздействию этой среды, предназначенный для работы в среде горючих и взрывоопасных веществ, должен быть искробезопасный.

Бойки молотков и кувалд должны иметь гладкую, слегка выпуклую поверхность без косины, сколов, выбоин, трещин и заусенцев.

Рукоятки молотков, кувалд и другого инструмента ударного действия должны изготовляться из сухой древесины твердых лиственных пород без сучков или синтетических материалов, обеспечивающих эксплуатационную прочность и надежность в работе. Должны иметь по всей длине в сечении овальную форму, быть гладкими и не иметь трещин. К свободному концу рукоятки должны несколько утолщаться (кроме кувалд). У кувалд рукоятка несколько утоньшается. Кувалда насаживается в сторону утолщенного конца без клиньев. Работать с инструментом, рукоятки которого посажены на заостренные концы (напильники, шаберы и др.) без металлических бандажных колец, запрещается. Ломы должны быть прямыми с оттянутыми и заостренными концами.

Инструмент ударного действия должен иметь гладкую затылочную часть без трещин, заусенцев, наклепа и скосов. На рабочем конце не должно быть повреждений. Длина инструмента ударного действия должна быть не менее 150 мм. При работах инструментом ударного действия рабочие должны пользоваться защитными очками для предотвращения попадания в глаза твердых частиц.

Размеры зева (захвата) гаечных ключей не должны превышать размеров головок болтов (граней гаек) более чем на 0,3 мм. Применение подкладок или гаек более допустимого запрещается.

Рабочие поверхности гаечных ключей не должны иметь сбитых скосов, а рукоятки – заусенцев. На рукоятке должен быть указан размер ключа. При отвертывании и завертывании гаек и болтов удлинять гаечные ключи дополнительными рычагами или трубами запрещается. При необходимости следует применять ключи с длинными рукоятками. Допускается удлинять рукоятки ключей дополнительными рычагами только типа «звездочка».

Весь ручной слесарный и кузнечный инструмент должен осматриваться не реже 1 раза в 10 дней, а также непосредственно перед применением. Неисправный инструмент должен изыматься.

При переносе или перевозке инструмента острые части его должны быть защищены.

При работе клиньями или зубилами с помощью кувалд должны применяться клинодержатели с рукояткой длиной не менее 0,7 м.

Профессия:1584 Оператор по добыче нефти и газа

Билет № 10

1. Контроль за работой газовой и газоконденсатной скважины. Оперативные наблюдения за состоянием наземного оборудования скважины.

Контроль за работой газовой и газоконденсатной скважины осуществляет непосредственно вахтовый оператор на ГУ посредством установленных контрольно-измерительных приборов по цепочке технологической линии:

-манометры на входе ГВД, перед сепаратором, на сепараторе, на коллекторе.

-термометры на входе ГВД, на выходе из объемного сепаратора и коллекторе.

-дифманометр (расходомер) для индивидуальных замеров по скважинам.

При работе скважины восстанавливаются постоянные параметры на выше указанным контрольно-измерительным приборам. Изменение показаний приборов КИП указывают на изменение режима работы скважины, при этом необходимо выявить причины изменения работы скважины и принять меры по их устранению.

Оперативный контроль за состоянием наземного оборудования скважины осуществляет оператор д/г (обходчик). При обходе скважины следует обращать внимание на показание манометров на устье скважины , следить за состоянием фланцевых и сальниковых уплотнений, за состоянием межколонного пространства.

2. Назначение гидравлического разрыва пласта. Техника и технология проведения. Применяемое оборудование.

Чем выше производительность скважин, тем выше производительность труда, ниже стоимость добываемых газа и конденсата. Поэтому на промыслах всегда проводят работы по увеличению производительности скважин.

Для интенсификации добычи газа применяют гидравлический разрыв пласта ГРП.

При ГРП проницаемость увеличивается за счет расширения существующих и образования новых трещин в пласте под действием высокого давления закачиваемой жидкости разрыва. Трещины крепят закачкой в них смеси с жидкостью-песконосителем крупного песка (0,5—1,0 мм), пластмассовых или стеклянных шариков. Закачивают до 5—10 т песка на 100 м мощности пласта, а разрыв пластов происходит при превышении давления над пластовым до 20 МПа.

При проведении ГРП на устье монтируется специальная арматура типа АУ-5. Ствол скважины также специально оборудуют. Используют насосные агрегаты 2АН-500, 4АН-700, пескоструйные агрегаты ЭПЛ, ЗПА, цементировочные агрегаты ЦА-320, ЦА-150, автоцистерны 4ЦР и другое оборудование.

Поскольку работы проводятся под высоким давлением, требуется особая прочность оборудования и герметичность всех соединений.

ГРП проводят поэтапно. После задавки скважины и замены раствора на жидкость разрыва повышают давление на устье. В момент разрыва пласта давление скачком падает. Закачивают песконоситель с песком, затем промывают ствол и осваивают скважину.

3. Продувка и испытание газопроводов.

Промысловые и магистральные газопроводы перед сдачей в эксплуатацию подвергаются очистке их полости, испытанию на прочность и герметичность. Полость газопровода очищают от грунта, окалин и случайно попавших предметов тремя способами.

-продувкой воздухом или газом.

-промывкой водой.

Продувка осуществляется с применением очистных поршней или без них. Для газопроводов диаметром более 219 мм необходимо применение очистных поршней.

Газопровод испытывают на прочность и герметичность двумя способами:

-гидравлическим - водой

-пневматическим - газом или воздухом.

Для продувки и испытания газопроводов составляется специальный план, который согласовывается с Госгазинспекцией и утверждается гл. инженером предприятия.

Продувка газом газопроводов проводится в два этапа. Вытеснение воздуха с газопровода и заполнение его газом и собственно продувкой. Продувка считается законченной, когда содержание воздуха в газе не более 20%. При очистке газопров. газом или воздухом установлены опасные зоны для газопровода 300 мм – 40 м по обе стороны газопровода и 600 м направления вылета поршня, при испытании 100 м по обе стороны газопровода,

300-500мм соответственно 60 – 800 – 150м

800 – 1000мм соответственно 100- 1000 -250м

1000 – 1400мм соответственно 100 – 1000 – 350м.

При очистке и испытание водой для всех D 25м по обе стороны газопровода и 100 м в сторону вылета поршня. При пневматическом испытании газопров. необходимо произвести набор давления 0,3 от испытательного, но не более 20 атм. и провести обследование газопровода.

4. Единицы измерения давления и температуры.

Давление - воздушная оболочка земли давит на земную поверхность - это давление уравновешивается столбом ртути, высотой 760 мм рт.ст. или столбом воды, равным 10м 33см.. В технике за единицу давления принят 1 кгс/см².

1ат = 1 кгс/см²= 760 мм.рт.ст = 10м 33см вод.ст.

Избыточное давление в сосуде измеряется манометром, абсолютное давление АТА = Ризб. + Р атмосферы (1,033).

Температура - не только характеризует степень нагретости тела, но и связана со средней кинетической энергией тела. Измеряют с помощью приборов, называемых термометрами в которых используется свойство ртути или спирта расширяться при нагревании. Снижение температуры ведет к уменьшению скорости движения атомов. Значит существует температура , при которой движение атомов прекращается, она называется абсолютным нулем и градуируется в К^о принятых за единицу СИ. В жизни температуру измеряют по шкале Цельсия ^оС. Эта шкала имеет две постоянные точки 0^оС - точка таяния льда (замерзания воды), 100^оС - точка кипения воды - расстояние между ними делится на 100 равных частей и называется градусами.

Пластовая температура в связи с наличием потока тепла от ядра Земли к поверхности с глубиной возрастает. Повышение температуры с увеличением глубины на каждые 100 м называется геотермическим градиентом. Для различных районов в зависимости от теплофизических свойств пород, толщины осадочного слоя пород и наличия циркуляции подземных вод он может изменяться от 1 до 12 °С на 100м. Наиболее часто встречающее его значение - 3 °С на 100 м.

5. Правила безопасности при работе с одорантом.

Операторы, обслуживающие одоризационную установку должны:

-следить за герметичностью установки и о всех обнаруженных дефектах немедленно доложить руководству промысла.

-не менее двух раз в неделю одоризационную установку проверять мыльным раствором для выявления утечек газа в соединениях и результаты проверки записать в вахтовый журнал.

-при обращении с одорантом необходимо соблюдать следующие меры предосторожности:

-хранить одорант в герметически закрываемой железной таре.

-на таре, где находится одорант, необходимо сделать надпись «Яд» , «Огнеопасно».

-транспортировка одоранта разрешается только в исправной герметической металлической емкости. Переливание и перекачка одоранта из стационарной емкости в расходный бачок должны производиться выдавливанием сжатым воздухом через промежуточную емкость.

-не следует производить заливку одоранта ведром или кружками.

-в период эксплуатации и при ремонтных работах на одоризационной установке не следует производить работы, которые могут вызвать искрообразование, курить вблизи одоризационной установки не следует, при ликвидации утечек газа не должны пользоваться открытым огнем.

-тару (бочки), освобожденные от одоранта, должны хранить и транспортировать герметично закрытой.

-при гидратообразовании в одоризационной установке применять открытый огонь не следует: для отогрева пробок необходимо применять пар или горячую воду.

Профессия:1584 Оператор по добыче нефти и газа

Билет № 11

1. Освоение скважин методом аэризации. Техника и технология проведения. Основные правили безопасности.

Освоение скважины есть технологический процесс вызова притока газа из продуктивного пласта. Приток газа обуславливается снижением давления столба жидкости на забой скважины. При

уменьшении противодавления возникает разница между Рпл. и Рзаб. При этом Δ Р = Рпл - Рзаб. Снижение столба жидкости достигается уменьшением удельного веса жидкости (замена глинистого р-ра на воду, воды на нефть, на конденсат). Снижение удельного веса жидкости может быть достигнуто заменой воды на аэрированную жидкость (вода + воздух + ПАВ) Этот метод освоения с применением компрессора называется освоение скважины методом аэризации. Освоение проводится тремя циклами:

1. Работа компрессора при постоянном расходе воздуха с совместной работой цементировочного агрегата на 3-й скорости.

2. Работа компрессора и работа цементировочного агрегата на 2-й скорости.

3. Работа компрессора и работа цементировочного агрегата на 1-й скорости.

Компрессор и агрегат подключены к затрубному пространству через эжектор. Устье скважины оборудуется факельной и аварийной линией. Факельная линия надежно закрепляется . На устье устанавливаются манометры, на буферном, затрубном и межколонном пространстве. Факельная, аварийная линии и обвязка при освоении опрессовываются на полуторакратное давление от ожидаемого. На аварийной линии необходима установка обратного клапана.

2. Требования к оборудованию для сбора газа и конденсата.

4.Аппараты (сепараторы) работающие под Р оснащаются манометрами, указателями уровня и предохранительной арматурой, люками для осмотра, а также дренажной линией.

3. Классы газопроводов (по давлению, по назначению)

Газопроводы по своему назначению подразделяются на Коммунально-бытового назначения., Промысловые газопровода. , Магистральные газопроводы.

Коммунально- бытовые газопроводы по давлению распределяются на газопров. низкого давления до 0,05 атм., среднего давления от 0,05 до 3 атм., высокого давления выше 3 атм., как правило это 6 и 12 атм.

Промысловые газопроводы подразделяют на газопров. среднего давления до 64 атм. и газопроводы высокого давления выше 64 атм.

4. Устройство и принцип действия манометрического термометра.

Приборы, работа которых основана на (расширении) изменении давления газов при нагревании в замкнутом объеме. Термосистема состоит из термобаллона, погружаемого в измеряемую среду, соединенного капилляром (медная трубка с внутренним диаметром 0,15 -0,5мм) длиной до 60 метров и чувствительного элемента в виде трубчатой пружины. Все детали системы герметичны, заполнены азотом или гелием. Класс точности – 1,5%.

5. Правила безопасности при ремонтно-монтажных работах на промысловых газопроводах.

Основным условием правил безопасности при ремонтно-монтажных работах является создание безопасных условий труда для рабочих, занятых выполнением этих работ. При вскрытии газопроводов необходимо производить работы с применением землеройной техники. При вскрытии газопровода, находящегося под давлением необходимо вскрытие производить вручную на расстоянии не менее 0,5 м от образующей газопровода. При вскрытии участка газопровода с поврежденной изоляцией давление в газопроводе должно быть снижено на 10% от величины максимального рабочего Р.

Огневые работы при вскрытии газопровода проводится при давлении 10-50 мм. вод. столба

Профессия:1584 Оператор по добыче нефти и газа

Билет № 12

1. Методы цементирования эксплуатационных колон. Давление опрессовки эксплуатационной колонны.

Как правило цементирование экспл. колонны проводится после спуска экспл. колонны. Цементирование э/колонны проводится путем создания цементного кольца между стенкой скважины и э/колонны. Это достигается закачкой цементного р-ра посредством цементировочных агрегатов. Технология проведения цементирования:

-Опускается э/колонна с оборудованным обратным клапаном и стоп кольцом.

-Э/колонна в интервале продуктивного пласта опускается с применением специальных центраторов.

-Устье скважины обвязывается и устанавливается цементировочная головка (специальная арматура).

-В колонну закачивается расчетное число цементного раствора, опускается специальная пробка и производится продавка цементного раствора в кольцевое пространство до упора пробки на стоп кольце. При этом замечается резкий рост на цементировочных агрегатах, продавка цементного р-ра окончена.

Далее ОЗЦ (ожидание затвердевания цемента) после чего проводятся работы по опрессовке э/колонны.

Давление опрессовки э/колонны на герметичность проводится водой. Давление опрессовки как правило выше на 10% ожидаемого рабочего давления. Э/колонна считается герметичной, если давление опрессовки снизилось в течении 30 минут не более чем на 5 атм. Э/колонны газовых и газоконденсатных скважин совместно с колонной головкой опрессовывается инертным газом (азотом) по согласованию с органами Ростехнадзора ,опрессовку в исключительных случаях разрешается производить воздухом.

2. Причины образования гидратов. Образование гидратов в стволах, в обвязке и шлейфах скважин. Правила работа с метанолом.

Углеводородные газы, насыщенные влагой могут образовывать при определенных значениях давления и температуры соединения углеводородов с водой, называемые газовыми гидратами. Образование гидратов протекает при наличии воды в жидкой фазе. В результате исследований установлено, что молекулы метана соединяются с семью молекулами воды и образовывают гидрат метана СН₄ х 7 Н₂О , гидрат этана С₂Н₆х 8 Н₂О , гидрат пропана С₃Н_{8 х}1 8 Н₂О.

Отличительной особенностью является то, что гидраты образуются при температурах значительно выше температуры образования льда. Так метан СН₄ – 0-22^оС, этан С₂Н₆ - 0 – 14,5^оС, пропан С₃Н₈– 0 – 5,5^оС. В указанных пределах гидраты находятся в снегообразном состоянии, мало устойчивы и при снижении давления или повышения температуры они легко разлагаются. При температуре выше указанной даже при высоких давлениях гидраты не образовываются. Так для природного газа (смеси углеводородов) гидраты при температуре выше 20^оС не образовываются при любых высоких давлениях. Образование гидратов зависит от Р и Т и состава газа. Если влага удалена из газа в таком количестве, что транспортируемый газ при имеющихся Р и Т окажется не насыщенным, то образование гидратов исключается. При изменении выше указанных параметров и создания условий образования гидратов, то последние могут образовываться в стволах скважин, шлейфах и технологической обвязке ГУ.

Метанол - бесцветная прозрачная жидкость, по запаху и вкусу напоминает винный (этиловый), спирт. Уд. вес 0,79 г/см³. При испарении взрывоопасен. Метанол - сильный яд, действующий преимущественно на нервную и сосудистую системы. Особенно опасен прием метанола внутрь: 5 – 10 г. метанола могут вызвать тяжелое отравление, а 30 г. являются смертельной дозой. Симптомы отравления: головная боль, головокружение, рвота, боль в желудке, общая слабость, мелькание в глазах, а в тяжелых случаях - потеря зрения, смерть.

- к работе с метанолом, получению его от железной дороги и поставщиков, перевозке, хранению на складах и применению на цели допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие специальный инструктаж о свойствах метанола и соответствующих мерах безопасности при выполнении поручаемых работ согласно настоящей инструкции.

-лица, прошедшие инструктаж, предупреждаются также о том, что в случае недомогания, слабости, головных болей при работе с метанолом они должны немедленно обратиться в медсанчасть или здравпункт или в местные лечебные учреждения.

-инструктаж проводится один раз в квартал с соответствующей записью в специальном журнале учета и в карточке инструктажа.

3. Правила безопасности при эксплуатации УКПГ

При эксплуатации УКПГ (установка комплексной подготовки газа) ГУ возникают и имеют место опасные моменты:

-повышение Р выше допустимого в технологическом оборудовании, трубопроводах по причине образования гидратов, нарушения порядка открытия и закрытия запорной арматуры (задвижек).

-нарушение режима работы установок по регенерации ДЭГа или метанола.

-разрыв технологического оборудования, трубопроводов по причине неправильных действий обслуживающего персонала (операторов д/г).

-отсутствие, неисправность, неправильное регулирование предохранительных устройств.

-работа технологического оборудования и все технологические процессы связаны с взрывопожароопасными средами (газ, конденсат).

-возможен розлив метанола, что может привести к отравлению при вдыхании его паров.

-расположение технологического оборудования на открытом воздухе, что приводит к осложнениям при обслуживании и его в зимнее время при низких Т.

Эксплуатация УКПГ с соблюдением правил безопасности производится согласно требований «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности», «Правил устройств и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением» при этом следует строго выполнять требование инструкции для операторов д/г на групповых установках сепарации газа. Для обеспечения безопасной эксплуатации УКПГ (ГУ) на объекте имеется:

-технологическая схема с указанием номеров запорной арматуры.

-рабочая инструкция по всем видам работ с учетом их безопасного проведения.

-перечень и наличие всех журналов согласно утвержденного списка КГПУ.

-инструкция по безопасному обслуживанию установленного технологического оборудования и обеспечению технологического процесса.

-инструкция по пожарной безопасности с указание номеров телефонов при вызове пожарной машины.

-наличие индивидуальных средств защиты.

Территория УКПГ огорожены и должны иметь въезд и вход с воротами и калиткой с обязательным закрытием на замок. Допуск посторонних лиц на УКПГ не разрешается.

4. Назначение НКТ. Характеристика применяемых НКТ.

Как правило, газ отбирают через колонну фонтанных (НКТ) труб, которую опускают внутри обсадной колонны. Фонтанные (НКТ) трубы обеспечивают следующее:

предохранение обсадных труб от эрозии и коррозии; вынос жидкости и твердых частиц с забоя; эксплуатацию скважины в осложненных условиях (подача в поток газа на забой ингибиторов коррозии и гидратообразования, ПАВ, глушение скважин, отбор газа по затрубному пространству и т. д.);

одновременную раздельную эксплуатацию (ОРЭ) нескольких пластов одной скважиной.

Колонна фонтанных (НКТ) труб может быть одинакового диаметра по всей длине или ступенчатой с увеличением диаметров к устью. Спускают фонтанные трубы до середины интервала вскрытия пласта, а также ниже или выше интервала вскрытия. На конце колонны делают раструб или ставят сетку. Раструб позволяет опускать ниже фонтанных труб, а затем поднимать приборы, желонки, перфораторы. Сетка удерживает в колонне глубинные приборы при обрыве их подвески (проволоки).

Диаметр фонтанных труб подбирают так, чтобы они выполняли свои функции при наименьших потерях давления при движении в них газа.

Подразделяются НКТ трубы по диаметру, марке стали, видам резьбовых соединений.

Также бывают НКТ с высаженными наружу или внутрь концами.

5. Сооружения газопроводов (выполнения земляных работ, применяемые трубы, защита от коррозии и т.д.).

При прокладке трубопроводов следующие:

1.Создание безопасных условий труда для рабочих, занятых прокладкой газопроводов.

2.Соблюдение технических условий и норм, обеспечивающих надежность при эксплуатации газопроводов.

При внедрении комплекса строительства газопроводов, следует уделять внимание безопасному проведению земляных работ. Все земляные работы должны быть максимально механизированы, рытье траншей вручную допускается лишь в случаях кода применение спец. техники затруднительно или запрещено. При работе людей в траншеях, в рыхлых грунтах необходимо предусмотреть крепление стенок траншеи. Запрещено передвижение машин и механизмов вдоль бровок траншеи. Грунт с траншеи должен быть выброшен на одну сторону траншеи не менее чем на 0,5 м от бровки. Для песчаных и увлажненных грунтов не менее 1 м . При работе экскаватора запрещается нахождение людей в траншее на расстоянии в радиусе (длина стрелы + 6 м).

Для прокладки газопроводов применяются стальные, бесшовные, трубы диаметром от 100мм до 1200 мм с толщиной стенки 5-18-20 мм. Для предохранения подземных газопроводов от почвенной коррозии и блуждающих токов все газопроводы покрываются специальными изоляционными материалами. В практике применяют изоляцию обыкновенную, усиленную и весьма усиленную. Как правило изоляционные работы проводится на цехе изоляции, на трассе и на заводе основными материалами при изоляции является битум, битумно-клеевые грунтовки, различные виды стеклохолста, а также полихлорвиниловое покрытие. Котлы с битумной мастикой должны устанавливаться в устойчивом положении на расстоянии не ближе 15 м от бровки траншеи. Котел загружается на 0,75 его объема. Следует не допускать попадания воды, снега в разогретый битум. Рабочие, занятые с горячими мастиками должны работать в брезентовом костюме, кирзовых сапогах, брезентовых рукавицах, защитных очках.

Профессия:1584 Оператор по добыче нефти и газаъ

Билет № 13

1. Газосепаратор. Типы и назначение сепараторов. Устройство

При добыче и подготовке газа к дальнейшему транспорту применяются различного рода сепараторы, предназначенные для разделения газовых, жидкостных и твердых фаз. различают сепараторы:

Циклонные сепараторы, центробежные, объемные сепараторы, вертикальные и горизонтальные. Для очистки природного газа от жидкости, влаги, конденсата и твердых частиц. Применяемые сепараторы подразделяются по принципу работы на следующие типы:

1. Сепараторы, в которых главная роль при отделении примесей принадлежит силе тяжести, так называемые гравитационные ( сепараторы объемные вертикального и горизонтального типа).

2. Сепараторы, основанные на использование сил инерции. К этому типу сепараторов относятся - циклонные сепараторы конструкции ВНИгаз и центробежные сепараторы с цилиндрическим и шаровым сборником жидкости. Газожидкостная смесь в сепараторе с центробежным регулированием разделяется благодаря закрутке потока с использованием специального завихрителя.

3. Сепараторы, в которых используются силы прилипания влаги к специальным насадкам:

жалюзям, сеткам.

4. Сепараторы смешанного типа, в которых используются для отделения влаги одновременно силы инерции, силы тяжести и силы прилипания.

Основными узлами сепаратора являются: - корпус сепаратора. Наполнение сепаратора: жалюзи, специальные отбойники, специальные сетки., - вход газа обычно тангенциальный., - выходной патрубок для газа., - сливной патрубок для сброса жидкости.

Сепараторы обычно оборудуются необходимой запорной и предохранительной арматурой, контрольно- измерительными приборами согласно требований «Правил устройств и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением».

Выпускаются сепараторы на рабочее давление 64 – 160 атм.

Жалюзийные сепараторы выпускаются D = 800,1000,1200,1600 мм. Производительностью 0,7 – 7,5 млн.м³ газа в сутки.

2. Теплообменник кожухотрубный. Назначение и устройство.

На промыслах нашли широкое применение два типа теплообменников

1.Теплообменник труба в трубе. Обычно изготавливается из трех секций с общей площадью теплообмена 75 м².

2. Кожухотрубный теплообменник по сравнению с теплообменником труба в трубе имеет более широкое применение. Это обусловлено меньшей металлоемкостью с большей площадью теплообмена. При обустройстве газовых промыслов обычно в проектах предусматривается

кожухотрубчатые теплообменники специального назначения. Обычно применяют кожухотрубчатые теплообменники с У образными трубками, состоящих из двух секций. Теплообменники такого типа различают по давлению в трубках и межтрубном пространстве, 100х64 атм., 160 х 80 атм. Длина теплообменников от 8,8 – 11,13 м. Поверхность теплообмена в зависимости от типа составляет до 1500 м².

3. Краны. Устройство, принцип работы и типы кранов.

В газовой промышленности широко применяются как запорные органы краны различной конструкции. В зависимости от геометрической формы, уплотнительной пробки и корпуса краны подразделяются на три основных типа: Конические, Шаровые, Цилиндрические.

Для природного газа, нефтепродуктов и др. жидких и газообразных углеводородов применяются в основном конические и шаровые краны.

Конические краны подразделяются на натяжные, сальниковые и краны со смазкой.

Шаровые краны благодаря сферической форме имеют меньшие размеры и массу. Шаровые краны менее чувствительны к неточностям их изготовления. На магистральных газопроводах в основном применяются краны на рабочее Р 64 атм. Размеры кранов по условному проходу 150 – 1000 мм. Последнее время применяются краны на рабочее Р – 75 атм. Различают краны наземного и подземного исполнения. Краны размером от 200 мм и выше выполняются с редуктором для снижения нагрузки при открытии и закрытии крана. Выпускаются краны с пневмо приводом и дистанционным управлением. На кранах Ду 400 мм и выше для снижения усилия при открытии крана применяется отвод для выравнивания Р по обе стороны крана.

4. Устройство электроконтактного манометра, назначение.

Имеет устройство технического манометра, но он оборудован сигнальными контактами. Контактная часть располагается над передаточным механизмом и состоит из двух передвижных контактов. Положение этих контактов относительно отметок шкалы указывают специальные стрелки. Контактные стрелки, а вместе с ними и контакты устанавливают на нужные пределы сигнализации с помощью регулировочного приспособления, выведенного на лицевую часть манометра сквозь защитное стекло. Контакты сигнализации замыкаются и размыкаются непосредственно самой рабочей стрелкой манометра при достижении измеряемым давлением установленного предела.

5. Правила безопасности при эксплуатации насосных станций.

Помещения насосных станций должны быть выполнены в соответствии с требованиями строительных норм и правил.

Поршневые насосы оборудуются байпасной линией и предохранительными клапанами, центробежные насосы оборудуются обратными клапанами. Отсекающие задвижки располагаются вблизи насосов.

Резервные насосы должны находиться в постоянной готовности к пуску.

Насосные станции должны обеспечивать регистрацию основных технологических параметров: давление, расход и температуру.

Насосные станции должны оборудоваться системой аварийного оповещения и связи с автоматическим контролем воздушной среды и работой вытяжных вентиляторов.

Запрещается оставлять работу насосных станций без надзора, кроме автоматизированных.

Профессия:1584 Оператор по добыче нефти и газа

Билет № 14

1. Режим газовой залежи.

Под режимом газовой залежи или режимом работы пласта понимается проявление доминирующей формы пластовой энергии, вызывающей движение газа в пласте и обуславливающей приток газа к скважинам в процессе разработки залежи.

Режим газовой залежи зависит от геологического строения залежи, гидрогеологических условий и протяженности водонапорной системы, физических свойств продуктивных коллекторов, темпа отбора газа из залежи. В практике эксплуатации газовых месторождений различают газовый и водонапорный режимы. Водонапорный режим подразделяется на упругий и жесткий. При газовом режиме единственной силой определяющей движение газа в пласте является энергия давления газа. Этот режим проявляется в том случае, если отсутствуют пластовые воды или если они есть в наличии, но в процессе разработки они не продвигаются в залежь. При упруго-водонапорном режиме вода внедряется в газовую залежь за счет падения давления в ней. В большинстве газовые месторождения в начальный период разрабатываются по газовому режиму. Проявление водонапорного режима проявляется не сразу, а после отбора газа из залежи в размере 20-50%

2. Работа с ингибиторами коррозии.

Ингибитор коррозии КО как исходное сырье представляет собой густое вещество темно коричневого цвета с резким запахом крепкой серной кислоты. Готовый продукт представляет собой легко воспламеняющуюся жидкость. По степени воздействия на организм человека в соответствии с классификацией относится к веществам умеренно опасным (3 кл.опасности).

КО вводится в затрубное пространство скважины с помощью ингибиторных установок УИ-1 или ЦА-100. При работе ЦА-100 продавочную линию необходимо опрессовать на полуторакратное давление от рабочего. Необходимо устанавливать обратный клапан. Ингибиторы запрещается разводить и сливать во время грозы. При разбавлении ингибитора КО конденсатом и проведении замеров необходимо становиться с наветренной стороны. Места хранения ингибиторов должны быть ограждены и обеспечены необходимыми средствами пожаротушения. Резервуары для хранения КО и УИ-1 должны иметь надпись «Огнеопасно». Зимой замерзшие задвижки, краны, вентиля следует отогревать только паром или горячей водой. При работе ночью следует пользоваться взрывобезопасными фонарями. При попадании ингибитора на кожу или глаза необходимо промыть обильной струей воды.

3. Включение дифманометров в работу.

Дифманометр ДСС-712 подключается к соединительным линиям при закрытых запорных и открытом уравнительном вентилях.

Перед подачей давления измеряемой среды необходимо выполнить следующее:

Заполнить перо специальными чернилами с помощью пипетки и установить диаграммный диск так, что бы его перо находилось на линии диаграммного диска, соответствующей времени начала записи. Включить часовой привод, вращающий диаграммный диск. Открыть запорные вентили в месте подключения соединительных трубок к объекту, затем открыть запорные вентили дифманометра при открытом уравнительном вентиле: первым открыть плюсовой вентиль, последним закрыть уравнительный вентиль. При открытом плюсовом и закрытом минусовом вентиле перо должно находиться на нулевой линии диаграммы. Для подключения манометрической части в работу необходимо открыть вентиль на подводящей линии. Чтобы избежать резких изменений давления, вентиль открывать плавно, следя за движением пера.

4. Конструкция газовой скважины. Назначение направления, технической и эксплуатационной колонн.

Для обеспечения технологии добычи газа применяется подземное и наземное оборудование скважины.

К подземному оборудованию газовой скважины относится:

5. Правила безопасности при фонтанной эксплуатации скважин.

Конструкция колонной головки, ФА ,их обвязки должны обеспечивать оптимальные режимы работы скважин, герметизацию трубного, затрубного и межколонного пространства , возможность проведения технологических операций на скважине, проведение глубинных исследований, отбор проб и контроля устьевого давления и температуры. Рабочее давление ФА должно быть не менее опрессовки эксплуатационной колонны. Опрессовку ФА в собранном виде до установки на устье следует производить на пробное Р, предусмотренное паспортом, а после установки на устье скважины на давление опрессовки экспл. колонны. Результаты опрессовки оформляются актом.

В случае производства работ: гидроразрыв пласта, кислотные обработки, требующих давлений, превышающих допустимые необходимо устанавливать на устье скважины специальную арматуру, а эксплуатационную колонну необходимо защищать пакером.

Фонтанные скважины с дебитом 400 т. в сут. нефти или 500 т.м^з газа и более расположенные на расстоянии менее 500м от населенного пункта оснащаются пакером, клапаном- отсекателем, циркуляционным клапаном и станцией управления. Газоконденсатные и газовые скважины должны оборудоваться на выкидной линии клапаном-отсекателем. Клапан-отсекатель периодически проверяется на срабатывание с оформлением акта.

Профессия:1584 Оператор по добыче нефти и газа

Билет № 15

1. Назначение гидропескоструйной перфорации.

Гидропескоструйная перфорация предназначена для создания условий сообщения забоя скважины с продуктивным пластом посредством создания отверстий в эк/колонне и цементном кольце. Глубина пробивания каналов (отверстий) Д= 10мм и более до 1000 мм. Создание отверстий достигается песчано-водяной струей, вылетающей через насадку с большой скоростью и большим давлением. При проведении ГПП применяют насосные агрегаты 2АН-500, 4АН-700 – количество агрегатов от 2 до 6, концентрация песка в жидкости песконосителя составляет 50-100 кг на м³. Перепад давления в насадке перфоратора составляет 100-300 атм. скорость вылетающей струи 200м/сек. Расход песка на 1 канал(отверстие) 50-700 кг. Расход жидкости до 7 м³.

ГПП применяется по скважинам сложенными низкопроницаемыми коллекторами, но с достаточно большими пластовыми давлениями.

Технологический процесс ГПП в целом направлен на увеличение проницаемости призабойной зоны скважины и в конечном счете для увеличения добычи газа.

2. Перечень обязательных инструкций и документов на УКПГ.

Согласно утвержденного перечня основные документы УКПГ.

1. Технологическая схема ГУ с указанием номеров задвижек .

2. Рабочая инструкция на все виды работ ГУ.

3. Регламент работы ГУ.

4. Сборник инструкций по т/б для работников КГПУ.

5. Схема подземных трубопроводов и кабелей.

6. Схема места отбора анализа газовоздушной смеси.

7. Журнал учета анализов.

8. Вахтовый журнал на ГУ и котельной установки.

9. Журнал проверки и обслуживания кранов.

10. План проведения аварийных тренировок с перечнем возможных аварий на каждом объекте ГУ и скважине.

11. Журнал обхода скважин.

12. Журнал состояния т/б на объекте 1-я, 2-я, 3-я совмещенная.

13. Журнал учета добычи газа и конденсата.

14. Журнал учета газа на собственные нужды с методикой расчета газа на собственные нужды.

15. Журнал учета работы автоматики и замены манометров.

16. Журнал учета проверки противопожарного оборудования.

3. Устройство ФА крестового и тройникового типа.

В состав наземного устьевого оборудования эксплуатационных скважин входит ФА. ФА предназначается для герметизации устья, контроля и регулирования режима эксплуатации нефтяных и газовых скважин. По заказу потребителей ФА может изготавливаться в сл. исполнениях:

- Нормальное (Т рабочей среды от -40 до +120^оС.)

-Коррозийно-стойкое К₁ ( объемная доля СО₂ не более 6%)

-Сероводородостойкое К₂ (объемная доля СО₂ + Н₂S не более 6% каждого компонента).

-Сероводородостойкое К₃ (объемная доля СО₂ + Н₂S свыше 10%, но не более 26% каждого компонента)

- Термостойкое Г (Т рабочей среды свыше +120^оС)

-Холодостойкое ХЛ ( температура окружающей среды ниже – 40^оС)

Основными узлами ФА является трубная головка и фонтанная елка.

Трубная головка ФА предназначена для подвески одного или нескольких рядов муфтовых труб (НКТ) и используется для выполнения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважин.

Колонна насосно-компрессорных труб подвешивается на резьбе или муфтовой подвеске.

Елка ФА служит для регулирования режима эксплуатации и транспортировки продукции скважины к промысловым установкам, а также для геолого-технических и технологических операций.

Исполнение елки ФА предусматривается тройниковое (одно или двухструнное) либо крестовое (двухструнное). При тройниковой ФА скважину эксплуатируют по верхней струне, а при крестовой по одной из струн. В ФА применяют прямоточные запорные устройства (краны или задвижки). Запорные устройства используемые в ФА разделяются на сл. типы:

-проходные пробковые краны КППС Ду 65мм Ру = 14 МПа ( 140 ат).

-прямоточные задвижки с однопластинчатым (3МС-1) шиберным затвором с принудительной или автоматической подачей смазки (3МС-1) Ду 65,80,100,150мм.

-прямоточные задвижки с двухступенчатым шиберным затвором (3МАД) с принудительной или автоматической подачей смазки Ду 70 МПа (700ат) Ду = 50,80мм.

В обустройстве старых месторождений устья скважин оборудовались ФА с прямоточными клинообразными задвижками Ру 200ат. ФА с пробковыми кранами АФК ₁ 65х140.

ФА с прямоточными задвижками АФК ₁ 65х210, АФК ₂ 65х210., АФК ₃ 65х210., АФК₃ 65х350. ФА старого типа АФТ 2^1/₂ х200.

4. Класс точности приборов. Чтение шкал манометров.

Измерение не может быть выполнено абсолютно точно, результат всегда имеет погрешность.

Шкала прибора - конструкция с отметками последовательных значений измеряемой величины. Бывают – равномерная и неравномерная, с постоянной ценой деления и непостоянной.

Односторонняя – нуль с одного края.

Двухсторонняя – нуль посередине(амперметр, вольтметр).

Цена деления – разность значений измеряемой среды (величины) – соответствующая двум соседним отметкам шкалы.

Класс точности – погрешность, выраженная в % к полному отклонению шкалы.

Пример: 1,5% от 100 кгс/см = 1,5гкс/см²

1,5% от 10кгс/см = 0,15гкс/см²

5. Действие природного газа на организм человека.

Первые признаки недомогания обнаруживаются когда содержание метана в воздухе составляет 25-30%. В газокомпрессорных станциях, производственных помещениях содержание метана не должно превышать 0,7% по объему.

Допустимая концентрация ПДК – 300 мг/ м³.

Тяжелые углеводороды, с увеличением молекулярной массы увеличивают токсические воздействия на человека.

Профессия:1584 Оператор по добыче нефти и газа

Билет № 16

1. Конструкция газовой скважины. Назначение направления, технической и эксплуатационной колонн.

Для обеспечения технологии добычи газа применяется подземное и наземное оборудование скважины.

К подземному оборудованию газовой скважины относится:

2. Регулирующий клапан. Устройство МИМ и назначение.

Регулирующий клапан, снабженный мембранно-исполнительным механизмом (МИМ) является исполнительным органом регулятора непрямого действия. Редуцирование от входного давления до выходного осуществляется изменением положения двухседельного золотника относительно седел в корпусе. Запорный золотник через шток соединен с жестким диском мембраны. Предварительно сжатая пружина поддерживает диск и золотник с ним в верхнем положении. В надмембранную полость от командного прибора поступает воздух (газ), давление которого сжимает пружину и опускает всю систему, при этом меняется проходное сечение, соответственно расход газа и его давление.

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

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.

4. Измерение расхода с помощью сужающего устройства.

В качестве сужающих устройств - применяют диафрагмы, сопла и сопла Вентури.

В трубопроводе, где протекает газ, устанавливается устройство (диафрагма). Стандартная диафрагма представляет собой тонкий металлический диск с круглым отверстием, имеющим со стороны входа потока острую кромку, а на выходе фаску под углом 30—45°.

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. Диафрагмы используют в трубопроводах диаметром не менее 50 мм при соблюдении условия 0,05≤ т ≤ 0,7 где m = d²/D²

d — диаметр отверстия сужающего устройства; Д — внутренний диаметр трубопровода перед сужающим устройством.На диафрагмах заводского изготовления выбиты знаки плюс со стороны высокого давления, минус со стороны низкого, а на торце стоит стрелка направления потока. Неправильная установка сужающих устройств может привести к погрешностям (до десятков процентов). Строгие требования предъявляются к соосности отверстия и трубопровода— отклонение не более 0,01 Д.

5. Техника безопасности при обслуживание фонтанной арматуры.

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. Трубопроводы для транспортировки газа, конденсата, нефти соединяют сваркой, фланцевые соединения устанавливаются в местах соединения, установки запорной арматуры. К сварке стыков допускаются специально подготовленные сварщики.Трассы газопроводов, конденсатопроводов на месте обозначаются знаками.Участки трубопроводов в местах пересечения с авто и железными дорогами заключаются в кожухи стальных или железобетонных труб.

Профессия:1584 Оператор по добыче нефти и газа

БИЛЕТ № 17

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

На устье скважины устанавливается фонтанная арматура, предназначаемая для:

-подвески одной или двух колонн НКТ;

-герметизации и контроля пространства между колоннами НКТ и затрубного пространства;

-направления продукции скважины на замерную установку;

-регулирования режима работы скважины и проведения глубинных исследований путём спуска приборов;

-закрытия скважины (при необходимости).

Для обслуживания ФА на устье устанавливается рабочая площадка.

2. Контроль за основными параметрами ГУ и УКПГ.

-манометры на входе ГВД, перед сепаратором, на сепараторе, на коллекторе.

-термометры на входе ГВД, на выходе из объемного сепаратора и коллекторе.

-дифманометр (расходомер) для индивидуальных замеров по скважинам.

При работе скважины восстанавливаются постоянные параметры на выше указанным контрольно-измерительных приборам. Изменение показаний приборов КИП указывают на изменение режима работы скважины, при этом необходимо выявить причины изменения работы скважины и принять меры по их устранению.

3. Задвижки с клиновым затвором. Принцип работы, устройство задвижки.

Запорные клиновые задвижки, как и запорные краны имеют небольшое гидравлическое сопротивление, поэтому их широко применяют в системе транспорта, добычи и промысловой обработке газа. Задвижки при Ду 200 мм имеют более меньшие размеры и массу чем краны. Однако задвижки имеют один существенный недостаток - невозможность применять постоянную смазку для клина и уплотнение в корпусе, что невозможно обеспечить герметичность на длительное время. Основными элементами задвижки является : корпус с фланцами, крышка с гайкой шпинделя и сальниковым устройством. По своей конструкции задвижки бывают с выдвижным и невыдвижным шпинделем. Затвор состоит из двух дисков и расположенного между ними клина.

В клиновых задвижках седла в корпусе расположены под небольшим углом друг к другу, а затвор представляет собой устройство в виде клина - жесткого, упругого или двухдискового, который в положении «закрыто» плотно входит в пространство между седлами. В зависимости от условий эксплуатации выбирается тот или иной вид клина.

Жесткий клин обеспечивает надежную герметичность запорного органа, но для этого требуется повышенная точность обработки для совпадения угла клина с углом между седлами корпуса. Недостаток жесткого клина — опасность заклинивания затвора и невозможность или трудность открытия задвижки в результате колебаний температур рабочей среды, износа или коррозии уплотнительных поверхностей.

Двухдисковый клин. Такой клин образуется двумя дисками, расположенными под углом к друг другу и жестко скрепленными между собой. В нем диски имеют возможность самоустановки относительно седел корпуса, поэтому некоторые погрешности, допускаемые при изготовлении седел корпуса, не влияют на герметичность в положении «закрыто». Двухдисковый клиновой затвор существенно снижает возможность заклинивания, которое свойственно жесткому клину, и, несмотря на некоторое усложнение конструкции, имеет ряд других достоинств — малый износ уплотнительных поверхностей, высокая герметичность запорного органа, меньшее усилие, необходимое для закрытия.

Упругий клин. Это модификация двухдискового клина, диски которого связаны между собой упругим элементом, способным изгибаться, обеспечивая плотный контакт между уплотнительными поверхностями в положении «закрыто». В этом затворе снижены возможности самоустановки дисков по сравнении с двухдисковыми, хотя и сохраняется способность компенсировать некоторые деформации корпуса от нагрузок трубопровода и колебаний температур. Достоинства упругого клина — не требуется трудоемкая пригонка затвора по корпусу (как для жесткого клина) и конструкция более простая, чем у двухдискового. Таким образом, упругий клин в определенной степени сглаживает недостатки и сочетает достоинства двух других видов клиновых затворов.

4. Требования безопасности при выполнении газоопасных работ.

Начальник газового промысла разрабатывает перечень газоопасных работ, проводимые с нарядом-допуском и без наряда-допуска, но с обязательной регистрацией в специальном журнале. Перечень газоопасных работ согласовывается с производственно-техническим отделом, службой техники безопасности и утверждается гл.инженером ГПУ. На проведение газоопасных работ оформляется наряд-допуск, предусматривающий весь комплекс безопасного проведения газоопасных работ. В наряде-допуске указываются подготовительные работы и ответственное лицо из числа ИТР подразделения (цеха, промысла ). В наряде-допуске указывается ответственное лицо за безопасное ведение газоопасных работ. Как правило ответственным за выполнение подготовительных мероприятий является мастер д/г.

Исполнители газоопасных работ обязаны:

-пройти инструктаж по безопасному ведению работ и расписаться в наряде-допуске.

-ознакомиться с условиями, характером и объемом работ на месте их выполнения.

-выполнять только ту работу, которая указана в наряде-допуске.

-приступать к выполнению работ только по указанию ответственного за проведение этой работы.

-применять средства защиты и соблюдать меры безопасности, предусмотренные в наряде-допуске.

-уметь оказывать первую помощь пострадавшему, уметь пользоваться защитными средствами и инструментом.

-прекращать работы при возникновении опасной ситуации.

5. Правила работы с одорантом.

Операторы, обслуживающие одоризационную установку должны:

-при обращении с одорантом необходимо соблюдать следующие меры предосторожности:

-хранить одорант в герметически закрываемой железной таре.

-на таре, где находится одорант, необходимо сделать надпись «Яд» , «Огнеопасно»..

-не следует производить заливку одоранта ведром или кружками.

-тару (бочки), освобожденные от одоранта, должны хранить и транспортировать герметично закрытой.

Профессия:1584 Оператор по добыче нефти и газа

Билет № 18

-манометры на входе ГВД, перед сепаратором, на сепараторе, на коллекторе.

-термометры на входе ГВД, на выходе из объемного сепаратора и коллекторе.

-дифманометр (расходомер) для индивидуальных замеров по скважинам.

При работе скважины восстанавливаются постоянные параметры на выше указанных контрольно-измерительных приборах. Изменение показаний приборов КИП указывают на изменение режима работы скважины, при этом необходимо выявить причины изменения работы скважины и принять меры по их устранению.

Оперативный контроль за состоянием наземного оборудования скважины осуществляет оператор д/г (обходчик). При обходе скважины следует обращать внимание на показание манометров на устье скважины, следить за состоянием фланцевых и сальниковых уплотнений, за состоянием межколонного пространства.

Отличительной особенностью является то, что гидраты образуются при температуре значительно выше температуры образования льда. Так метан СН₄ – 0-22^оС, этан С₂Н₆ - 0 – 14,5^оС, пропан С₃Н₈– 0 – 5,5^оС. В указанных пределах гидраты находятся в снегообразном состоянии, мало устойчивы и при снижении Р или повышения Т они легко разлагаются. При Т выше указанной даже при высоких Р гидраты не образовываются. Так для природного газа (смеси углеводородов) гидраты при Т выше 20^оС не образовываются при любых высоких Р. Образование гидратов зависит от Р и Т и состава газа. Если влага удалена из газа в таком количестве, что транспортируемый газ при имеющихся Р и Т окажется не насыщенным, то образование гидратов исключается. При изменении выше указанных параметров и создания условий образования гидратов, то последние могут образовываться в стволах скважин, шлейфах и технологической обвязке ГУ.

Метанол - бесцветная прозрачная жидкость, по запаху и вкусу напоминает винный (этиловый ) спирт. Удельный вес 0,79 г/см³. При испарении - взрывоопасен. Метанол - сильный яд, действующий преимущественно на нервную и сосудистую системы. Особенно опасен прием метанола внутрь:

5 – 10 г метанола могут вызвать тяжелое отравление, а 30 г являются смертельной дозой. Симптомы отравления: головная боль, головокружение, рвота, боль в желудке, общая слабость, мелькание в глазах, а в тяжелых случаях - потеря зрения, смерть.

К работе с метанолом, получению его от железной дороги и поставщиков, перевозке, хранению на складах и применению на цели допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие специальный инструктаж о свойствах метанола и соответствующих мерах безопасности при выполнении поручаемых работ согласно настоящей инструкции. Лица, прошедшие инструктаж, предупреждаются также о том, что в случае недомогания, слабости, головных болей при работе с метанолом они должны немедленно обратиться в медсанчасть или здравпункт или в местные лечебные учреждения.

Инструктаж проводится один раз в квартал с соответствующей записью в специальном журнале учета и в карточке инструктажа.

3. Техника безопасности при подготовке газа к дальнейшему транспорту.

4. Теплотворная способность газов.

Различают высшую и низшую теплоту сгорания.

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. Правила открытия и закрытия задвижек на фонтанной арматуре и трубопроводах находящихся по давлением.

Задвижки на Ф.А. и трубопроводах должны открываться плавно, что исключает возможность возникновения гидравлических ударов.

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 сл. последовательности: сначала открывается контрольная задвижка, затем рабочая задвижка. Остановка скважины производится в обратной последовательности, при этом контрольная задвижка ГВД закрывается при необходимости.

Профессия:1584 Оператор по добыче нефти и газа

Билет № 19

1. Действия газа содержащего в своем составе сероводород и углекислоту.

Из газовых компонентов природных и нефтяных газов особенно токсичен сероводород – бесцветный газ. Будучи тяжелее воздуха сероводород скапливается в низких местах, ямах, колодцах и траншеях. Сероводород сильнейший яд нервнопаралитического действия, вызывающий смерть от удушья, а иногда от паралича сердца. В организм сероводород поступает главным образом через органы дыхания. При непродолжительном времени пребывания в сероводородной среде наблюдается быстрое притупление обоняния, поэтому рабочие могут отравиться, не замечая присутствия опасных концентраций газа.

^{ПДК сероводорода в воздухе рабочей
среды – 10 мг/м3, а в смеси с углеводородами – 3 мг/ м3.}

Углекислый газ практически без запаха - бесцветный газ. Общим характер на организм – наркотический, раздражает кожу и слизистую оболочку. В высоких концентрациях вызывает быстрое удушье, из-за недостаточности кислорода. При содержании углекислого газа в воздухе 4-5% появляется ощущение раздражения слизистых оболочек дыхательных путей, кашель, повышение кровяного давления, головокружение. Первая помощь – необходимо удалить пострадавшего из опасной зоны.

2. Ввод ПАВ в скважину.

На поздней стадии разработки газовых и газоконденсатных месторождений по причине поступления пластовой воды и небольших скоростей газа по НКТ происходит накопление жидкости на забое скважины. Такое положение снижает добычу газа по причине снижения проницаемости призабойной зоны и оказания дополнительного гидростатического давления на интервал перфорации продуктивного горизонта. Высоту столба жидкости в допустимых пределах погрешности можно определить по разнице буферного и затрубного давлений. Например: при работающей скважине Рб=15 атм, Рзат=25 атм разница составляет 10 атм, столб жидкости в скважине при таком положении около 100 м. Для удаления жидкости из НКТ и забоя скважины производят ввод ПАВ в затрубное пространство с помощью ингибиторных установок УИ-1 или передвижного цементировочного агрегата ЦА-100 . На газовых промыслах Каневского ГПУ широко применяется ПАВ «Прогресс». В зависимости от качества жидкости (вода, конденсат) от ее количества производят ввод ПАВ концентрации 4-6 % по отношению к воде. Разовый ввод ПАВ составляет 50-100 литров. Периодичность ввода ПАВ составляет 1-2 раза в неделю.

3. Действие природного газа на человека. пределы взрываемости и ПДК газов.

Допустимая концентрация ПДК – 300 мг/ м³.

Тяжелые углеводороды, с увеличением молекулярной массы увеличивают токсические воздействия на человека.

Природные нефтяные газы обладают опасными свойствами

-токсичностью, зависящей от состава газа

Для метана 5% – 15% ; для этана 3,22% – 12,45%.

Обычно для природного газа принят нижний и верхний предел взрываемости 5-15%.

4. Приборы для измерения температуры. Классификация по принципу действия.

Приборы для измерения Т, 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 Т.

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. До - 65^о заполняют термобаллон спиртом, а выше -30^о – до 500^оС заполняют ртутью.

5. Требования безопасности при выполнении газоопасных работ.

Начальник газового промысла разрабатывает перечень газоопасных работ, проводимые с нарядом-допуском и без наряда-допуска, но с обязательной регистрацией в специальном журнале. Перечень газоопасных работ согласовывается с производственно-техническим отделом, службой техники безопасности и утверждается гл.инженером ГПУ. На проведение газоопасных работ оформляется наряд-допуск, предусматривающий весь комплекс безопасного проведения газоопасных работ. В наряде-допуске указываются подготовительные работы и ответственное лицо из числа ИТР подразделения (цеха, промысла ). В наряде-допуске указывается ответственное лицо за безопасное ведение газоопасных работ. Как правило ответственным за выполнение подготовительных мероприятий является мастер д/г.

Исполнители газоопасных работ обязаны:

-пройти инструктаж по безопасному ведению работ и расписаться в наряде-допуске.

-ознакомиться с условиями, характером и объемом работ на месте их выполнения.

-выполнять только ту работу, которая указана в наряде-допуске.

-приступать к выполнению работ только по указанию ответственного за проведение этой работы.

-применять средства защиты и соблюдать меры безопасности, предусмотренные в наряде-допуске.

-уметь оказывать первую помощь пострадавшему, уметь пользоваться защитными средствами и инструментом.

-прекращать работы при возникновении опасной ситуации.

Профессия:1584 Оператор по добыче нефти и газа

Билет № 20

1. Конструкция газовой скважины. Назначение направления, технической и эксплуатационной колонн.

Для обеспечения технологии добычи газа применяется подземное и наземное оборудование скважины.

К подземному оборудованию газовой скважины относится:

2. Требования безопасности при выполнении газоопасных работ.

Начальник газового промысла разрабатывает перечень газоопасных работ, проводимые с нарядом-допуском и без наряда-допуска, но с обязательной регистрацией в специальном журнале. Перечень газоопасных работ согласовывается с производственно-техническим отделом, службой техники безопасности и утверждается гл.инженером ГПУ. На проведение газоопасных работ оформляется наряд-допуск, предусматривающий весь комплекс безопасного проведения газоопасных работ. В наряде-допуске указываются подготовительные работы и ответственное лицо из числа ИТР подразделения (цеха, промысла ). В наряде-допуске указывается ответственное лицо за безопасное ведение газоопасных работ. Как правило ответственным за выполнение подготовительных мероприятий является мастер д/г.

Исполнители газоопасных работ обязаны:

-пройти инструктаж по безопасному ведению работ и расписаться в наряде-допуске.

-ознакомиться с условиями, характером и объемом работ на месте их выполнения.

-выполнять только ту работу, которая указана в наряде-допуске.

-приступать к выполнению работ только по указанию ответственного за проведение этой работы.

-применять средства защиты и соблюдать меры безопасности, предусмотренные в наряде-допуске.

-уметь оказывать первую помощь пострадавшему, уметь пользоваться защитными средствами и инструментом.

-прекращать работы при возникновении опасной ситуации.

3. Теплотворная способность газов.

Различают высшую и низшую теплоту сгорания.

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

4. Капитальный ремонт скважин. Виды ремонта и назначение.

1 категория - ремонт до глубины 1500 метров

2 категория - ремонт на глубине свыше 1500 метров.

Виды капитальных ремонтов:

5. Исправление дефекта в колонне.

6. извлечение НКТ прихваченных песком или оборванных.

7. проведение изоляционных работ с переходом на вышележащий горизонт

8. забуривание вторых стволов.

4) ликвидация песчаных пробок на забое скважины;

5) спуск и смена фонтанных труб;

6) смена разобщителя (при раздельной эксплуатации) вследствие негерметичности создаваемого им уплотнения в стволе скважины.

5.Оказания помощи при отравлении газом. Проведение искусственного дыхания.

Первые признаки недомогания обнаруживаются когда содержание метана в воздухе составляет 25-30%. Допустимая концентрация ПДК – 300 мг/ м³.

Отравлением называется временное или стойкое болезненное состояние организма, вызванное действием отравляющего вещества.

Отравления бывают:

1. Острые: легкой, средней и тяжелой степени.

2. Хронические.

Первая помощь при отравлении легкой и средней степени:

1. Вынести пострадавшего из пораженной зоны, применив СИЗ.

2. Расстегнуть стесняющую одежду. В зимнее время занести в теплое помещение.

3. Определить признаки жизни.

4. С целью профилактики токсического отека легких придать пострадавшему полусидячее положение или положение на боку.

5. Применить пары нашатырного спирта. При рвоте голову резко наклонить набок.

6. Ингаляция чистым кислородом.

7. При восстановлении сознания обильное горячее питье.

Первая помощь при отравлении тяжелой степени.

Признаки жизни:

1. Наличие сознания и мышечного тонуса.

2. Движение грудной клетки и диафрагмы при вдохе и выдохе.

3. Шевеление ваты и запотевание стекла при поднесении ко рту, носу.

4. Наличие сердцебиения по пульсу на сонной артерии.

5. Реакция зрачков на свет.

При отсутствии этих признаков пострадавший считается в состоянии клинической смерти, которая длится не более 5 минут. Помощь ему должна оказываться немедленно в полном объеме.

Техника проведения ИВЛ (исскуственная вентиляция легких) методом "донора":

1. Придать больному соответствующее положение (уложить на твердую
поверхность на спину, положив под лопатки валик из одежды, запрокинуть го
лову назад).

2. Встать с правой стороны у головы пострадавшего. Открыть рот и
осмотреть ротовую полость. При необходимости очистить ее от слизи и рвот
ных масс намотанным на указательный палец носовым платком, куском чистой
материи. Запавший язык вывернуть тем же пальцем.

3. Поддерживая голову левой рукой в запрокинутом положении, пальца
ми прикрывают носовые ходы. Правой рукой следует выдвинуть вперед и вверх
челюсть так, чтобы передние зубы нижней челюсти заходили за передние зубы
верхней.

4. Накрыть рот салфеткой и, сделав глубокий вдох, произвести вдувание.
Глазами контролировать подъем грудной клетки. Частота дыхательных циклов
- 12-15 в 1 мин., т.е. 1 вдувание за 5 сек. При появлении признаков самостоятельного дыхания у пострадавшего, ИВЛ не прекращают, пока число самостоятельных дыханий не будет соответствовать 12-15 раз в 1 минуту.

///////////////////////////////////