Шпаргалка по "Геологии"

 

12. Срок единовременного пребывания рабочего в шланговом противогазе не должен превышать …? Шланговые противогазы полностью изолируют органы дыхания человека, от окружающей атмосферы, поэтому они применяются при недостаточном количестве кислорода в воздухе или высоких концентрациях вредных паров и газов.

Существует 2 типа шланговых противогазов: без принудительной подачи воздуха (самовсасывающие) и с принудительной подачей (нагнетательные).

Шланговый противогаз без принудительной подачи воздуха  состоит из лицевой части (маски), шланга и наконечника с фильтром. При использовании свободный коней шланга выводится из помещения или емкости в атмосферу свободную от вредных примесей. Свободный конец шланга закрепляется таким образом, чтобы при случайном движении воронка с фильтром на попала в лужу нефтепродукта или в канаву. При необходимости применять шланги длиной более 10 метров и пользоваться шланговым противогазом с принудительной подачей воздуха - П1Ш-2.

Достоинством  шланговых противогазов с принудительной подачей воздуха является то, что при работе в среде особо опасных газов, имеющееся под маской избыточное давление воздуха препятствует проникновению опасных газов под маску. Кроме того длина шланга в этом случае может доходить до 100 метров. Подача воздуха может производиться вручную (мехами), при помощи воздуходувки или вентилятора. Шланг снабжен приспособлением для регулировки количества подаваемого воздуха.

 

13. Методы борьбы с солеотложениями на рабочих органах УЭЦН, УШГН.

Современные методы разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления путем закачки  пресных  и сточных вод приводит к осложнениям в добыче нефти, которые вызваны образованием твердых  отложений неорганических солей (карбонатов кальция и магния, сульфатов кальция  и бария, стронция, хлоридов и др.) в призабойной зоне пласта и нефтепромысловом оборудовании. На месторождениях Западной Сибири отмечаются карбонатные соли и кальцит СаСо_{3 .} Накапливаясь в добывающих скважинах и нефтесборных коммуникациях, неорганические соли часто полностью выводят из строя дорогостоящее оборудование, нарушают режим работы скважин, приводит к трудоемким подземным капитальным ремонтам, а в итоге – к значительным потерям в добыче нефти.

Наиболее отрицательные  последствия от солеотложения возникают  при добыче нефти ШГН и УЭЦН. Кристаллические образования неорганических солей на рабочих органах глубинных  насосов приводит к повышенному  их износу, заклиниванию и слому  вала УЭЦН, заклиниванию плунжера ШГН. Межремонтный период работы механизированного  фонда «солепроявляющих» скважин  существенно уменьшается.

 Солеобразование  в скважинах происходит при  следующих условиях:

Изменении термодинамических  условий в процессе разработки;

Перенасыщении пластового флюида отдельными компонентами;

Смешивании  различных по характеристике вод (при  ППД).

Удаление солеотложений  требует больших затрат времени  и средств. Методы удаления отложений  солей из скважин можно подразделить на механические и химические. Сущность механических методов удаления отложений  заключается в проведении очисток  скважин путем  разбуривания мощных солевых пробок или путем проработки колонны расширителями, скребками  с последующим шаблонированием. Положительный эффект достигается в том случае, если интервал перфорации не перекрыт солевыми осадками.

     Наибольшее  распространение среди методов  борьбы с солеотложениями, получил  химический метод. При реализации  этого метода происходит подача  ингибитора солеотложений в скважину. Подача ингибитора в скважину  может осуществляться:

• непрерывным дозированием в затрубное пространство;
• непрерывным дозированием непосредственно на прием насоса;
• разовой обработкой ударной дозой в затрубное пространство;
• разовой обработкой ударной дозой в призабойную зону пласта.

  Подбор реагента  производится в зависимости от  состава солевых отложений на  основании лабораторных экспериментов.

 

14. Причины обрывов, отворотов штанг.

Причины обрывов  штанг подразделяются на :

- обрыв из-за неправильно  подобранной или скомпонованной  подвески штанг;

- обрыв из-за истирания  муфт

- обрыв из-за усталостного  разрушения металла

- обрыв из-за коррозионного износа  металла

- обрыв из-за заклинивания  плунжера или наличия гидратопарафиноотложений

Причины отворотов  штанг подразделяются на:

- недоворот штанг в  процессе ПРС, КРС.

- скручивание (раскручивание)  канатной подвески в процессе  работы.

Порядок расследования  причин обрывов, отворотов штанг  определяется «Регламентом о порядке  расследования обрыва, отворота насосных штанг, на скважинах ТПП «Покачевнефтегаз», утвержденный Главным инженером  ТПП  04.04.2012 г.

 

15. На какое расстояние запрещается подходить к устью скважины при пропаривании выкидного трубопровода.

Не менее 10м

 

16. Методы борьбы с коррозией глубинно-насосного оборудования.

Коррозия металлов - самопроизвольное разрушение металлов вследствие химического  или электрохимического воздействия  их с внешней средой. 

Методы противокоррозионной  защиты подразделяются на технологические  и специальные.

                К технологическим методам защиты  оборудования и трубопроводов  относят мероприятия предупредительного  характера, направленные на сохранение  первоначально низких коррозионных  свойств среды. 

Основными мероприятиями  этого метода являются:

• использование закрытых систем сбора при добыче и переработке нефти;
• создание стабильных термодинамических условий;
• создание режима дисперсно –кольцевого течения потока;
• предупреждение смешивания сероводородосодержащей продукции скважин с той, в которой он отсутствует.

                 К специальным методам защиты  относят:

• применение ингибиторов коррозии;

• применение бактерицидов;

• применение неметаллических материалов, лаков и красок;

-     оборудование  установок и трубопроводов катодной  и протекторной защитой.

 

17. Количество ЦДНГ, ДНС, БКНС, ЦПС по Вашему предприятию, схема сбора нефти и газа на промысле, основные элементы ДНС и их назначение.

Система сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях – это совокупность трубопроводных коммуникаций и оборудования, предназначенных для сбора продукции отдельных скважин и доставки ее до пунктов подготовки нефти, газа и воды.

Системы сбора и подготовки нефти и  газа предназначены для выполнения следующих операций:

измерение количества нефти и газа, поступающих  из каждой скважины в единицу времени (дебитов скважин)

• транспорт нефти, газа и воды от скважин к сборным пунктам
• сепарация нефтяного газа от нефти
• отделение от нефти свободной воды
• деэмульсация (обезвоживание) и обессоливание нефти
• стабилизация нефти
• очистка и осушка нефтяного газа
• подготовка пластовой воды  (очистка, ингибирование)

Системы сбора и подготовки нефти и  газа состоят из разветвленной сети трубопроводов, замерных установок, сепарационных  пунктов, резервуарных парков, установок  комплексной подготовки нефти, установок  подготовки воды, насосных и компрессорных  станций.

Универсальной системы сбора нефти, газа и воды, т.е. такой, которую можно было бы эффективно применять на любом месторождении, не существует. Каждое месторождение  имеет свои особенности, связанные  с природно – климатическими условиями, размещением скважин, способами, объемами добычи и физико – химическими  свойствами нефти, газа и воды. Поэтому  на каждом месторождении применяют  такую систему сбора продукции  скважин, которая наиболее приемлема  для данного месторождения.

Основные  виды систем:

• самотечная
• напорная

каждая  из этих систем еще разделяется на:

• однотрубная
• двухтрубная
• раздельная

«Самотечная»  – сущность которой состоит в  оборудовании каждой скважины или группы скважин сепаратором и устройством  для измерения дебита скважины. Разделение нефти и газа происходит при давлении 0,2 – 0,4 Мпа. Жидкость насосами или самотеком  направляется на промысловые сборные  пункты и далее в головной товарный парк. Газ из сепараторов подают по газосборной линии на компрессорную  станцию, а затем потребителям или  на переработку.

В настоящее время на большинстве  нефтяных месторождений внедрены герметизированные  «напорные» системы сбора нефти  и газа, в основу которых заложены следующие принципы:

• максимальное использование пластовой энергии или давления, создаваемого скважинными насосами, для сбора и транспорта продукции скважин;
• совместный транспорт продукции скважин (нефти, газа) на максимально возможные расстояния по одной трубе;
• ступенчатая сепарация нефти и газа с последующим транспортом газа по возможности без применения компрессоров;
• обеспечение герметичности на всем пути движения продукции скважин;
• максимальная централизация объектов и уменьшение их количества с целью упрощения и удешевления строительства и обслуживания;

Сборные пункты функционально подразделяются на ДНС – дожимные насосные станции, УПСВ – установка предварительного сброса воды, ЦПС – центральный пункт сбора, КСП – комплексный сборный пункт.

Дожимные насосные станции предназначены для сообщения дополнительной энергии жидкой продукции скважин, чтобы подать ее на ЦПС. На ДНС проводят первую ступень сепарации при давлении 0,3 – 0,7 Мпа, после чего жидкость поступает на прием насосов. Отделившийся нефтяной газ под собственным давлением направляется на ГПЗ.

Комплексные сборные пункты и УПСВ (симбиоз) отличаются от ДНС тем, что на них ведут не только первую ступень сепарации, но и обезвоживание нефти.

На Центральном пункте сбора сырая нефть проходит полный цикл обработки, включающей двух – или трехступенчатую сепарацию, обезвоживание и обессоливание. Нефтяной газ, отделяемый от нефти при сепарации, подается на ГПЗ, а подтоварная вода, отделяемая на установке подготовки нефти, проходит очистку на очистных сооружениях и поступает на КНС и далее в систему поддержания пластового давления.

 

18. Эксплуатационный фонд нефтяных по способам эксплуатации и нагнетательных скважин  по Вашему предприятию, в том числе по Вашему цеху, бригаде.

Эксплуатационный фонд на 01.06.13

	ЭЦН	ШГН	Фонт	Всего
ТПП	486	55	0	541
ЦДНГ	168	34	0	203
Бригада №	115	10	0	125

 

19. Какие светильники должны применяться для освещения внутри аппаратов и резервуаров.

Светильники защищенные невзрывоопасные, 12 В.

 

20. Вывод скважин, оборудованных УШГН, на режим.

При запуске скважины, оборудованной  ШГН после ПРС, КРС производится опрессовка колонны НКТ штанговым насосом, снимается динамограмма, замеряется дебит.

Скважина оставляется  в работе на расчитанное время - но если оно превышает 12 часов, то контроль за работой ШГН осуществляется каждые 12 часов. По приезду на скважину оператор ЦДНГ производит замер дебита, динамического  уровня. В случае если динамический уровень понизился до минимально — допустимого, то скважину необходимо остановить на приток. В случае если динамический уровень не достиг минимально - допустимого, то он отслеживается в течении 2 часов при этом если динамический уровень понижается, то производится расчет времени и скважина оставляется в работе до следующего замера, если динамический уровень не понижается и в затрубном пространстве давление газа больше 0 то скважина считается выведенной на режим.

ШГН считается  выведенным на режим, если за последние 2 часа работы не наблюдается снижение дебита,  динамического уровня и в затрубном пространстве давление газа выше нуля. Через 12-18 часов производится замер контрольного динамического уровня.