содержание      ..        1      2      ..

Билеты с ответами на обучении для операторов по добыче нефти и газа - 2019 год

Билет №1.

ВОПРОС-2. Регулировка проходного сечения и изменение потока жидкости осуществляется штоком, имеющим сменный конический наконечник. Чтобы изменить проходное сечение в штуцере иглу-наконечник приближают к втулке или отдаляют от неё путём вращения маховика.

Величину открытия штуцера показывает стрелка на указателе, соответствующая площади проходного сечения отверстия.

Преимущества – 1. Плавная регулировка.

2.Удобная регулировка давлением при прокачках скважин.

Недостатки – Можно применять для скважин с весьма малым содержанием песка в фонтанной продукции.

Т р ебова ния: - Иметь паспорт и руководство по эксплуатации.

• Допускается персонал, прошедший обучение, стажировку, успешно сдавший экзамен и прошедший инструктаж.

• Должны изготавливаться специализированными организациями в соответствии с проектной документацией, учитывающими требования промышленной безопасности.

ВОПРОС – 3. Назначение запорной арматуры (задвижки, краны, вентили.) – создана для отключения потока транспортируемого продукта.

Требования: - Те, что и в В-2, Б-1.

БИЛЕТ №2

ВОПРОС – 2. Назначе ние : Наземное оборудование скважин состоит из:

1. Колонная головка (или несколько К.Г.)

2. Фонтанная арматура. ( Ф.А.)

К.Г. служит для подвешивания промежуточных технических колонн и превенторного оборудования, управления и контроля межколонным давлением.

Ф.А. состоит из кр есто вины ( тр убно й г о ло вки ) и ёлки.

Т р убная г о ло вка (кр есто вина ) служит для подвески скважинного трубопровода(НКТ) и подачи рабочего агента в трубное и затрубное пространство через боковые отводы.

Ёлка фо нта нная служит для контроля, регулирования режима эксплуатации, направления струи по выкидным линиям, а в остальных случаях – для закрытия скважин.

Хар актер истика те хническая:

- Рабочее давление АF6 – 65Х70

-Условный проход:

а) Ствола

б) Боковых отводов

• Тип запорного устройства ( плашечные, шиберные,клиновые.)

  
   

• Управление арматурой. ( ручное, электро или гидропривод.)

  
   

• Регулирующее устройство – дроссель регулируемый.

Т р ебова ние:

1. Конструкция К.Г., Ф.А. и обвязка должны обеспечивать оптимальные режимы работы скважины, герметизацию трубного и затрубного пространств, возможность технологических операций, глубинных исследований, отбора проб и контроля устьевого давления и температуры.

2. Рабочее давление должно быть не менее давления опрессовки эксплуатационной колонны.

3 Опрессовывается Ф.А. на пробное давление, предусмотренное паспортом, после установки

– на давление опрессовки эксплуатационной колонны. Результаты опрессовок оформляются актами.

БИЛЕТ № 3

Вопрос-2. Ответ В-2, Б-2.

Дополнительно: В случае производства работ (гидроразрыв пласта, кислотные обработки, различные заливки.), требующих давлений, выше допустимых, необходимо на устье устанавливать специальную арматуру, а эксплуатационную колонну защищать установкой пакера.

Вопрс – 3. Запорная арматура – задвижки, вентили, краны.

Задвижки бывают: - Стальные – на высокое давление.

-чугунные – на низкое давление.

По конструкции задвижки в зависимости от уплотняющих элементов подразделяются:

• На параллельные(на параллельные плоскости затвора имеются параллельные плашки.)

  
   

• Клиновые ( в качестве затвора клиновидная поверхность.)

-Шиберные.

Задвижки используются обычно для трубопроводов диаметром от 50мм. до 2000мм. Положительные свойства – простота конструкции и маленькое гидравлическое сопротивление. Недостаток – относительно большая высота.

Используются либо ручной привод, либо электрический. Находят применение и поршневые, гидравлические или пневматические.

Краны – запорное устройство, проходное отверстие которого закрывается и открывается при повороте пробки вокруг оси (натяжные, сальниковые, самоуплотняющиеся, смазочные.)

Вентили – соединение резьбовое, обладают качеством самоторможения, позволяют оставлять тарелку клапана в любом положении. Вентили применяются на трубопроводах мелкого сечения до диаметра 50мм.

Положительное качество – небольшой ход тарелки, необходимый для полного открытия вентиля. Требования: Те, что и в В-2, Б-1.

Билет 4.

Вопрос 2. Сужающие устройства устанавливают в основном для замеров расхода газа.

Скорость газа увеличивается на кратное уменьшение площади, например если скорость 10 м/сек при S = 10 мм.кв, то при S = 5 мм.кв скорость будет больше в два раза, то есть 20 м/сек.

t газа падает, так как падает P.

Pгаза при прохождении через сужающие устройства падает. Чем больше газа протекает, то есть чем больше скорость, тем больше будет перепад давления.

На этом принципе устроены дифференциальные манометры (ДСС). Давление до диафрагмы больше чем после, то есть создается дифференциальное давление.

Вопрос 3. При Рзаб.>= Pпл. скважина не работает фонтанным способом. Рзаб = pgh – гидростатическое давление столба жидкости в скважине.

Для фонтанирования скважины нужно уменьшить гидростатическое давление путем уменьшения удельного веса, то есть подачи газа на определенную глубину в подъемные трубы.В скважину спускают два ряда труб: трубы, по которым нагнетается рабочий агент (газ) называют воздушными, а по которым происходит подъем смеси газа с нефтью – подъемными. Принцип работы газлифта заключается в разгазировании жидкости в подъемных трубах и уменьшении ее средней плотности.

Мето ды снижения пусковых давлений

Пусковое давление – максимальное давление компрессора, когда жидкость в кольцевом пространстве понизится до конца подъемных труб (второго ряда )

Пусковое давление зависит от конструкции подъемной трубы, диаметра скважины, величины столба жидкости, глубины погружения подъемника труб под уровень жидкости.

Когда пусковое давление большое, компрессор уже не может продавливать, то применяют методы снижения пусковых давлений:

1. Переключение подъемника с центральной системы на кольцевую, газ нагнетают в подъемные трубы, а газонефтяная смесь выходит через кольцевое пространство. После удаления части жидкости из скважины подъемник переключает с центральной системы на кольцевую, то есть газ начинает нагнетать в кольцевое пространство, а газонефтяная смесь выходит через подъемные трубы.

2. Продавливание жидкости в пласт. Применятся в скважинах, пробуренных на пласты, хорошо поглощающие жидкость. В подъемные трубы и в кольцевое пространство одновременно нагнетают газ до давления, которое может обеспечить компрессор и оставляют скважину под давлением на несколько часов. За это время в пласт уйдет некоторый объем жидкости, отчего уровень в скважине понизится. При повторном нагнетании рабочего агента в кольцевое пространство и снижении давления в подъемных трубах удается продавить оставшийся в кольцевом пространстве столб жидкости и пустить скважину в эксплуатацию

   
    

3. Метод одновременного нагнетания в скважину нефти и газа.

4. Применение отверстий в подъемной колонне - жидкость продавливается газом через отверстие и газ, выйдя через отверстие, газирует жидкость, способствуя выбросу жидкости из НКТ, и скважина будет пущена в эксплуатацию.

    

    

    

    

    

   Билет 5.

   
    

   Вопрос 1. Режим газовой шапки (газонапорный режим )

   
    

   Нефть вытесняется от пласта к скважине под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в подвышенной части пласта. Газ вытесняет нефть в пониженные части залежи.

   Для повышения эффективности разработки нефтяной залежи с газовым режимом в ее повышенную часть следует нагнетать с поверхности газ, что позволит поддержать, а иногда и восстановить газовую энергию взамен. Коэффициент нефтеотдачи пласта = 0,4 - 0,7

   
    

   Режим растворенного газа ( газовый режим )

   
    

   Основной движущей силой при этом режим является газ, растворенный в нефти или рассеянный в виде мельчайших пузырьков в пласте вместе с нефтью. При понижении давления на забоях скважины выделившийся из нефти газ расширяется и проталкивает ее, а частично увлекает за собой. Запас энергии газа часто полностью истощается раньше, чем успевает отобрать более или менее значительное количество нефти. Пластовое давление при этом снижается очень быстро и дальнейшая эксплуатация скважины становится малоэффективной. Коэффициент нефтеотдачи в пласте 0,15-0,3.

   Вопрос -2. Принцип работы – Преобразование вращательного движения вала электродвигателя посредством кривошипно-шатунного механизма в возвратно- поступательное движение ползуна, соединённого с плунжером гидроцилиндра и регулирования подачи агента путем изменения длины хода ползуна вручную.

   Назначение – Предназначен для объёмного напорного дозирования нейтральных и агрессивных жидкостей, эмульсий и суспензии (ингибиторы коррозий, бактерициды, метанол и т.д.) допускается перекачивание легковоспламеняющихся и горючих жидкостей. Электрическое питание от напряжения 380 Вольт и частотой 50 Гц.

   
    

   Вопрос 3. Причины образования песчаной пробки ( оседание частиц песка )

   
    

   • Разрушение породы призабойной зоны из-за высоких скоростей фильтрации

     
      

   • Потеря контроля заработой скважины – разъеден штуцер

     
      

   • Малая скорость и вязкость жидкости восходящего потока. Чем меньше скорость и вязкость, тем быстрее оседание песка. В нефти - медленнее, в воде – быстрее.

   Ликвидация. Существуют два основных метода очистки песчаной пробки:

   
    

   1. Удаление пробок желонками.

      
       

   2. Промывка.

В первом случае на канате в НКТ опускают и поднимают желонку – цилиндрическую емкость для захвата пробки и подъема её на поверхность.

Во втором случае в НКТ или эксплуатационную колонну спускают колонну промывочных труб (например: гибкая (койлтюбинг) труба) и создают циркуляцию жидкости для размыва пробки и выноса ее на поверхность. Нефтяные скважин промывают нефтью, водяные – водой.

Для повышения эффективности процесса разрушения песчаной пробки на башмак промывочных труб навинчивают наконечники (косой срез, торцевой фрез и.т.д.)

Способы обнаружения:

1. Снижение дебита скважины

   
    

2. Снижение буферного давления и повышение затрубного давления

   
    

3. Остановка работы скважины

Вопрос 4. Требования к воде, закачиваемой в пласт

1. Должна быть чистой и не содержать большого количества механических примесей и соединений железа. Однако единого стандарта не существует.

2. Не должна содержать сероводороды и углекислоты, вызывающие коррозию оборудования.

3. Вода не должна вступать с пластовой водой в химическое взаимодействие, сопровождающееся выпадением осадков, закупоривающих поры пласта.

   
    

4. Не должна содержать органических примесей (бактерии, водоросли)

Билет 6.

Вопрос 1. Искусственное поддержание пластового давления характерно для напорных режимов ( водонапорный и газонапорный), обеспечивается путем закачки в пласт воды или газа.

Воду в пласт можно закачивать за ко нтуро м нефтено сно сти , на ко нтуре и внутри ко нтура .

При зако нтурно м заво днении воду закачивают в пласт через специальные нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи.

Эксплуатационные нефтяные скважины располагаются внутри контура нефтеносности рядами, параллельными контуру.

Благоприятными объектами являются пласты с хорошей проницаемостью и не осложненные нарушениями.

При плохой проницаемости пород на контуре нефтеносности нагнетательные скважины располагают внутри контура в водонефтяной зоне пласта в более или менее проницаемых частях залежи. Такой вариант носит название прико нтурно го заво днения .

В последнее время применяются комбинированные методы ( законтурное совмещают с внутриконтурным ) .

Когда имеются большие площади нефтяных месторождений, то применяется внутриконтурное заводнение.

При внутриконтурном заводнении применяют схемы центрального заводнения:

1. Очаговое заводнение.

   
    

2. Кольцевое заводнение.

   
    

3. Осевое заводнение

Для поддержания пластового давления в пласт надо нагнетать от 1.6 до 2.0 кубов воды на каждую тонну извлекаемой нефти. Надо компенсировать объём добычи нефти и газа, уход воды в периферийные зоны.

Вопрос 2. Назначение колонной головки – герметизация межтрубных пространств, подвески и крепление обсадных колонн, установки наземного оборудования скважины, для контроля за давлениями межтрубных пространств.

На заводе производят опрессовку на Р пробное = 2хР раб. при диаметре до 350мм., и на 1,5 кратное - при диаметре выше 350 мм.

Требование–с билета №2 , вопрос 2.

Вопрос 4. Характеристики обсадных колонн

Конструкция скважины должна обеспечивать

1. Устойчивость стенок ствола скважины.

   
    

2. Надежное разобщение пластов и пропластков.

   
    

3. Возможность спуска в скважину оборудования для извлечения продукции.

4. Надежное сообщение скважины с разрабатываемым пластом А) Направление – закрепляют рыхлые породы

Б) Кондуктор – предохраняет переток артезианской воды, спускают до Н = 500-1000 метров. Служит основой устья скважины, устанавливается превентор.

В) Технические колонны применяют для борьбы с поступлением в скважину больших объемов минерализованных вод, загрязняющих глинистым раствором. Служит для закрытия зон поглощения глинистого раствора или газоводопроявления.

Г) э/колонна – спускают после вскрытия продуктивного горизонта, служит для добычи нефти и газа. Самые распространённые от 219мм. до 114мм.

Д) хвостовик – укороченная обсадная колонна – сохраняет устойчивость продуктивного пласта, обеспечивает безопасность газонефтеводопроявлений с нижележащих пластов.

Требование: резьбовые соединения должны обеспечить надежную герметичность, они должны выдерживать вес колонны труб, внутреннее и наружное давление сминающее напряжение.

Ниже муфт на 60 -80 см. каждой трубы краской наносится диаметр, толщина стенок, марка прочности, номер плавки и знак завода изготовителя.

Билет 7.

Вопрос 2. – с билета 3, вопроса - 3

Задвижки с клиновым затвором – является запорной арматурой, в которой запорный элемент перемещается возвратно поступательно перпендикулярно потоку рабочей среды. В процессе эксплуатации находится в крайних положениях «открыто», «закрыто». Запорный элемент изготавливают в виде плоского клина, который при закрытии опускается на седло, расположенное в корпусе под определенным углом. Требования – билет 1. Вопрос 2.

Вопрос 4. Система промыслового сбора и транспортирования нефти, газа и воды – это разветвленная сеть трубопроводов, проложенных на площади месторождения подземно или подводно. Система должна быть:

1. Герметизирована.

   
    

2. Обеспеченной точным замером нефти, газа и воды по каждой скважине.

   
    

3. Доведение нефти и газа на технологических установках до нормальной товарной продукции, ее учет и передача транспортным организациям.

4. Безопасная эксплуатация технологических установок и их полная автоматизация. В состав системы сбора входят:

1. Эксплуатационные скважины с оборудованием

   
    

2. Нефтегазосборные сети с установками по сбору нефти и газа, т.е. групповые.

   
    

3. Резервуарные парки, компрессорные станции

   
    

4. ДНС (нефтеперекачивающие станции)

   
    

5. Газораспределительные узлы

   
    

6. Установки по обезвоживанию, обессоливанию и стабилизации нефти.

   
    

7. Газобензиновые установки

Современные схемы нефтегазосбора можно разделить на

1. По степени герметизации: а) закрытая; б) полузакрытая

   
    

2. По способу транспортирования: а) самотечные; б) напорные

Билет 8.

Вопрос 1. Все методы добычи нефти, при которых используется до по лнит ельная энергия, называются вторичными методами добычи нефти.

При разработке нефтяной залежи на не напорных режимах без поддержания пластового

давления первоначальные запасы пластовой энергии быстро расходуются, в результате снижается дебит скважины до весьма малых величин. В то время как в залежи остается огромное

количество нефти.

Общий коэффициент нефтеотдачи таких залежей низкий 0.15 – 0.3.

Для повышения текущей добычи нефти применяются вторичные методы .

Применение вторичных методов характерно для месторождений с режимом добычи растворенного газа.

В качестве вторичных мероприятий для извлечения остаточных запасов нефти из истощенных залежей, применяется вытеснение этой нефти путём нагнетания в залежь воды или газа.

Нагнетание в пласте воды или газа осуществляется по всей площади нефтяной залежи. Обычно в качестве нагнетательных скважин используются нефтяные скважины, выбывшие из эксплуатации.

Условиями эффективного применения вторичных методов добычи нефти является спокойное пологое залегание пластов, однородность проницаемости пород пласта, небольшая вязкость нефти, мощность продуктивного пласта.

Принцип закачки газа такой же, как и воды. Нормы закачки газа на одну нагнетательную

скважину составляют в пределах 2000 – 5000 куб. метров в сутки при мощности пласта не более 20 метров.

Вторичные методы добычи нефти являются вынужденными мероприятиями, которые применяются по причине малой эффективности первичной стадии эксплуатации месторождений.

Форсиро ванный отбо р жи дкости – это значительное повышение добычи (увеличение штуцера ) по всем скважинам путём увеличения градиентов давления и скорости движения её в пласте к скважинам способствует вовлечению в общее движение так же и жидкости (а следовательно и нефти ), занимавшей каналы, по которым при меньших градиентах движения не было.

Эффективно, когда скважина обводнена на 75 – 85%. Условие эффективности метода – когда высокая проницаемость пород и высокие уровни жидкости в скважинах.

Вопрос 2. Назначение и устройство трапов.

Трап – это сепараторы вертикальные и горизонтальные, отделяют газ от жидкости, применяют часто для замеров дебитов скважин.

Вертикальные сепараторы бывают двух типов:

1. С тангенциальным вводом, работающие по принципу использования центробежной силы.

   
    

2. С радиально – щелевым вводом, работающим на принципе гравитационных сил для отделения газа от жидкости.

Устройство : Сосуд, работающий под давлением. НВО – 1 раз в 2 года, ГИ – 1 раз в 8 лет, приборы: манометры, термометры, уровнемерное стекло, предохранительный клапан.

Требования к оборудованию и меры безопасности. Сосуды устанавливаются на открытых площадках, исключающих скопления людей, исключать возможность их опрокидывания, обеспечивать возможность осмотра, ремонта и очистки их с внутренней и наружной сторон, для обслуживания устанавливаются площадки и лестницы.

Меры безопасности:

1. Регистрируются в органах Ростехнадзора России

   
    

2. НВО – имеют цель установить исправность сосуда и возможность его дальнейшей эксплуатации

3. ГИ – проверка прочности элементов сосуда и плотности соединений.

   
    

4. ЭПБ.

Вопрос 3. Задвижки с параллельным затвором. Принцип работы (билет 3 вопрос 3)

В задвижке двигаются две плашки, параллельные друг другу и перекрывают трубопровод. Снизу давит рабочая среда трубопровода, плашки раздвигаются и плотно прилегают к зеркалу корпуса и перекрывают без пропуска.

Устройство задвижки: корпус, затвор, шток, маховик, уплотнительное устройство.

Требования – билет 1, вопрос 2

Билет 9 Вопрос 1. Газовый фактор: его роль в фонтанировании.

Газовый фактор – это количество газа в 1 куб. метре нефти. Чем он больше, тем больше скважина работает фонтанным способом эксплуатации.

Газовый фактор – отношение полученного из месторождения газа к количеству добытой нефти.

Удельный вес поднимаемой жидкости в скважине уменьшается. Газовый фактор влияет на режим работы скважины: при водонапорном режиме он не меняется в течение всего периода работы скважины, при газонапорном – в последней стадии разработки быстро возрастает.

Вопрос 2. Виды перфораций: Пулевая, кумулятивная, гидропескоструйная.

1. Пулевой перфоратор – представляет собой трубу длиной 1 метр, диаметром 100 мм., который заряжается спрессованным порохом и 10 стальными пулями, спускают на каротажном кабеле. В настоящее время практически не находит применение.

2. Кумулятивная перфорация – перфораторы имеют заряды с конусной выемкой, которые позволяют фокусировать взрывные потоки газа и направлять их с большой скоростью перпендикулярно к стенке скважины. Выстрелы производят замыканием электрической цепи.

3. ГПП – состоит из толстостенного корпуса, в который ввинчивается до 10 насадок из абразивно-стойкого материала диаметрами 3 - 6 мм. Нагнетаемая жидкость с песком выходит через насадки и за короткое время струя жидкости образует отверстие в обсадной колонне, цементном камне и породе пласта.

Меры безопасности.

1. Э/к должна быть герметична

   
    

2. Обеспечение свободного прохода перфоратора к э/к

   
    

3. Стажировка, сдача экзаменов

   
    

4. Ограждение территории перфорации

   
    

5. Обеспечить все источники электрической энергии

   
    

6. Проведение инструктажа.

Документация: акт опрессовки колонны, акт опрессовки ПВО, акт подготовки скважины к перфорации.

Вопрос 3. Причины образования м/к проявлений – это избыточное давление за эксплуатационной и технической колоннами.

Причины:

1. Некачественное цементирование

   
    

2. Неполный подъем цементного раствора за колонной

3. Нарушение герметичности уплотнений в колонной головке

   
    

4. Резьбовой пропуск

   
    

5. Нарушение сварного шва (при наличии)

   
    

6. Возможная трещина в трубе. Способы обнаружения:

1. Повышение межколонного давления

   
    

2. Появление грифонов

Меры безопасности – не допускать превышения давления опрессовки обсадных колонн.

Билет 10.

Вопрос 1. Методы исследования. Гидродинамические исследования.

• Метод установившихся отборов – состоит в измерении забойных давлений и соответствующих этим давлениям дебитов нефти, газа и воды.

• Метод при неустановившемся режиме, или метод восстановления давления – основан на изучении неустановившихся процессов фильтрации, происходящих в пласте при остановке и пуске скважин. Сущность этого метода исследования состоит в прослеживании скорости восстановления во времени после остановки скважины и скорость снижения давления после пуска скважины в эксплуатацию.

Требования безопасности

1. Спуск глубинных приборов осуществляется при установленном на устье скважины лубрикаторе, который опрессован давлением, ожидаемым на устье.

   
    

2. Проволока должна быть целой, без скрутки

   
    

3. Проводится по плану работ, с ознакомлением под роспись

   
    

4. Инструктаж, спецодежда

Вопрос 2.Теплообменник – устройство, в котором осуществляется теплообмен между двумя теплоносителями, имеющими разные температуры. Теплообменники нельзя путать с печами( в них применяется открытое пламя ) . При больших давлениях является сосудом, работающим под давлением.

Устройство: котел, насос, теплообменник, змеевик, корпус теплообменника.

Требования: Должен быть паспорт, товарный знак завода изготовителя, порядковый номер. Год выпуска, регистрационный номер, рабочее давление, расчетное давление, сроки испытания.

Теплообменник работать должен в автоматическом режиме.

Вопрос 3. Прихват НКТ – это их неподвижность из-за поступления призабойной породы в затрубное пространство.

Способы обнаружения: при работе скважины падает Рзатр., при прокачке отсутствует циркуляция, нет сообщения пласта с затрубным пространством.

Меры безопасности:

1. Проверка на герметичность НКТ

   
    

2. Качественная промывка скважины

   
    

3. Правильная технология промывки

   
    

4. Правильный подбор жидкости при промывке

   
    

5. Правильная технология добычи при однорядном газлифтном способе

Билет 11.

Вопрос 1. Частично билет 4 вопрос 3

Газлифт бывает:

1. Однорядный – газ подается в затрубное пространство через пусковое отверстие в НКТ

   
    

2. Двухрядный – газ подается в кольцевое пространство или во второй ряд.

Вопрос 2.(билет 6, вопрос 3) Замеры проводятся на групповых установках. При малых дебитах скважины продукция скважины направляется в замерной сепаратор. При этом фиксируется время, требуемое для заполнения определенного объема трапа между двумя уровнями, отмеченными на уровнемерном стекле или на шкале регулировки уровня, и вычисляют по формуле:

Q=(11,3d2hp): t Q-дебит т/сут. ,d-внут.Ø сепаратора, h-разность уровней(высота),

p-плотность жидкости при t измерений т/м3, t – продолжительность измерения

Для замера расхода жидкости еще применяют тахометрические счетчики типа ТОР или турбинные типа НОРД.

При больших дебитах скважины, проведение замера и учет нефти проводится в градуированных емкостях. Существуют закрытые измерительные комплексы, замеряющие одновременно количество нефти, газа и воды в продукции скважины (ОЗНА, АСМА, ЭМЕРСОН.)

Учёт и замер воды проводится по водочувствительным пастам.

Вопрос 3. Частично билет 7, вопрос 4

Промысловые нефтесборные коллекторы прокладывают для транспортировки продукции от групповой замерной установки до дожимной насосной станции или до установки подготовки нефти. Диаметр сборных коллекторов 100 – 350 мм, протяженность достигает 10 км и более.

Промысловые резервуары (РВС) предназначены для сбора, хранения и подготовки сырой и товарной нефти, а также для сбора и очистки воды перед ее закачкой в пласт. Они оснащаются предохранительными клапанами, дыхательными клапанами, огнепреградителями, уровнемерами, пробоотборниками, сигнализациями уровня, люками.

Вопрос 4. От ло жение солей в НКТ:

1. Обработка внутренней поверхности кислотой или щелочью по разработанному технологическому плану.

2. Применяются трубы с внутренним остеклением.

От ло жение парафина

1. Механическая очистка - применяются скребки различной конструкции, работы выполняются в процессе эксплуатации скважины, без ее остановки, скребок опускают на проволоке.

2. Тепловое воздействие – подъемные трубы подогревают паром, горячей нефтью, нефтепродуктами, трубы пропаривают без остановки работы скважины.

3. Покрытие внутренних поверхностей специальными лаками, эмалями и стеклом. Парафин, выпадая на такую поверхность, слабо удерживается и легко смывается потоком.

4. Применение различных химических реагентов. (СНПХ, метанол и.т.д.)

    

    

    

    

    

    

    

    

    

    

    

   Билет 12.

   
    

   Вопрос 1. Способ эксплуатации скважины, при котором подъем нефти и смеси с газом от забоя на поверхность осуществляется только за счет природной энергии, называется фонтанным.

   Передача энергии в пласт осуществляется:

   
    

   1. Насосами – водонапорный режим.

      
       

   2. Сжатым газом – газонапорный режим.

Большинство фонтанных скважин работает под действием гидростатического напора и расширяющегося газа. Условия фонтанирования скважины под действием гидростатического напора определяется неравенством:

Pзаб>рgh

Если по мере подъема жидкости в скважине давление снижается и на некотором расстоянии от забоя достигает величины, равной давлению насыщения, при этом из жидкости начинает выделяться газ, способствующий дальнейшему подъему жидкости на поверхность – называется фонтанированием под действием расширяющегося газа.

Вопрос 2.Важное условие сохранения естественной проницаемости продуктивного пласта при его вскрытии является максимально возможное снижение репрессии на продуктивный пласт за счет уменьшения давления столба бурового раствора посредством снижения его плотности и реализации так называемого способа бурения на равновесии (или даже на депрессии). Однако полностью исключить репрессию при вскрытии пласта бурением вряд ли возможно. Поэтому необходимо иметь буровой раствор (желательно безглинистый ), который предотвратил бы возможность глубокого проникновения его фильтрата в пласт в момент наличия репрессии, должны обеспечиваться высокая степень его очистки от выбуренной породы и отсутствие физико- химического взаимодействия с породами продуктивной зоны и пластовыми флюидами.

Меры безопасности : Работа в спецодежде, применение средств индивидуальной защиты при применении химических реагентов согласно инструкции.

Вопрос 3. Определение процентного содержания воды проводят методом Дина и Старка, принятый в качестве стандартного (ГОСТ 2477-65), основанный на измерении объема воды, испарившейся из определенного объема исследуемой обводненной пробы нефти с растворителем при прогреве их до температуры кипения. Прибор Дина – Старка состоит:

Пробу нефтеэмульсии хорошо перемешивают пятиминутным встряхиванием, в дистилляционную колбу вводят 100 г. пробы + 100 г. растворителя (толуол технический, нефтяной дистиллят), перемешивают. Собирают прибор герметично, включают горелку, содержимое колбы доводят до кипения так, чтобы скорость конденсации дистиллята в приемник была 2 – 5 капель в секунду.

Перегонку прекращают, как только объем воды в приемной ловушке не будет увеличиваться и

верхний слой растворителя станет совершенно прозрачным. Время перегонки должно быть не менее 30 и не более 60 минут.

Долю воды в процентах можно вычислить по формуле:

X=(V0:m) x 100% – массовая доля в %, где: V0-объём воды в приёмнике в см3 m – масса пробы, в г.

Х= (V0 : V0 х 100% -объёмная доля в %, где: V- объём пробы в см3

Определение % содержания микропримесей в нефти ( по ГОСТ – 6370-83 ) заключается в фильтровании испытуемых продуктов с предварительным растворением в бензине или толуоле, промывание осадка на фильтре растворителем с последующим высушиванием и взвешиванием.

Вопрос 4. Неполадки и устранение (билет 9, вопрос 4)

1. Могут быть отложения песка и в следствии - песчаная пробка, устранение: регулирование отбора жидкости из газлифтных скважин путем изменения глубины погружения подъемных труб, диаметра подъемных трубили количества нагнетаемого рабочего агента. Устранение – промывка скважины нефтью.

2. Отложение солей в подъемных трубах – в скважину закачивают химический реагент.(билет

   11. Вопрос 4)

   
    

3. Отложения парафина ( билет 11. Вопрос 4)

   
    

4. Образование металлических сальников – выделение из газа влаги 70 – 80% сопровождается коррозией – накапливается ржавчина. Устранение:

   А) применение футерованных труб (остекленных, покрытых лаком, эмалью) Б) осушка подаваемого рабочего агента ( газа )

   В) периодическое изменение направления движения газа (с кольцевой на центральную и наоборот)

   
    

   Г) Подача в скважину ПАВ Д) установка бригады КРС

5. Образование эмульсий – вода с нефтью при поступлении в скважину образуют стойкую эмульсию.

Устранение: Применяют внутрискважинную диэмульсацию. В кольцевое пространство вместе с газом подается жидкий диэмульгатор с помощью дозировочных насосов.

Меры безопасности: План работ, инструктаж, спецодежда, ознакомление с планом под роспись.

Билет 13

Вопрос 1 – см. Билет 2, вопрос 2

Вопрос 2 – см. Билет 5, вопрос 3

Вопрос 3. Устройство факельной установки предусматривает наличие факельного ствола, оснащенного оголовком и газовым затвором, средств контроля и автоматизацией, дистанционного электрозапального устройства, подводящих трубопроводов топливного газа и горючей смеси, дежурных горелок с запальниками.

При необходимости факельная установка оснащается сепаратором, гидрозатвором, огнепреградителями, насосами и устройством для отвода конденсата (дрипп )

Назначение: Факельная система предназначена для сброса и последующего сжигания горючих газов и паров в случаях:

1. Срабатывания устройств аварийного сброса, предохранительных клапанов, гидрозатворов, ручного стравливания, а также освобождение технологических блоков от газов и паров в аварийных ситуациях.

   
    

2. Постоянных, предусмотренных технологическим регламентом, продувках.

   
    

3. Периодических сбросов газов и паров до пуска, после наладки, остановки технологических объектов.

    

    

    

    

    

    

    

    

    

    

   Билет 14.

   
    

   Вопрос 1. – Билет 8, вопрос 1

   
    

   Вопрос 2. Движение жидкости и газа в пласте происходит вследствие разности ( перепада ) пластового давления и давления у забоев скважины. Накопленная энергия пласта расходуется на перемещение жидкости и газа по пласту и подъем их в скважинах на устье.

   В зависимости от вида энергии, перемещающей жидкость и газ к эксплуатационным скважинам, различают следующие режимы нефтяных залежей:

   
    

   1. Водонапорный

      
       

   2. Газонапорный (билет 5, вопрос 1)

      
       

   3. Режим растворенного газа (билет 5, вопрос 1)

      
       

   4. Гравитационный

Водонапорный режим – нефть движется в пласте к скважинам под действием наступающей воды. При этом режиме, поступающая в пласт вода, полностью замещает отобранные нефть и газ.

Контур нефтеносности перемещается вверх.

Гравитационный режим – силой захватывающий нефть двигаться по пласту является сила тяжести самой нефти, нефть из повышенных зон пласта перетекает в пониженные и скапливается там, а оттуда поднимается на поверхность.

Вопрос 3 – см. билет 12 вопрос 2.

Билет 15.

Вопрос 1 - билет 9,вопрос 4; билет 12, вопрос 4

Фонтанные скважины. О нарушении нормальной работы скважины судят по изменениям давлений в скважине Рбуф. и Рзатр., дебита, % воды и песка.

1. При росте Рзатр. и падении Рбуф., дебит падает – НКТ засорилась песчаной пробкой

   
    

   Устранение – дают скважине поработать без штуцера, для увеличения скорости восходящего потока или делают промывку.

2. При падении Рбуф. и росте дебита – щтуцер размыло песком

   
    

3. При росте Рбуф. и Рзатр. и уменьшении дебита – засорился штуцер или выкидная линия

   
    

4. При падении Рзатр. – образование песчаной пробки на забое (прихват ) или рост % содержания воды

Остановка скважин нежелательно, смену, проверку штуцеров делать без остановки, переводя скважину на резервную струну.

Вопрос 2. Условия притока жидкости (газа) из пласта в скважину возможно при условии:

Рпл>Рзаб = рgh

Выбор метода освоения зависит от следующих факторов:

1. Глубины скважины и пластового давления

   
    

2. Содержимого залежи (нефть, газ)

   
    

3. Физической характеристики породы пласта, степени ее устойчивости

   
    

4. Наличие технических средств на освоении. Распространенные методы вызова притока:

1. Замена жидкости в скважине после бурения на более легкую, например, глинистого раствора на воду или нефть

2. Насыщение жидкости газом, то есть замена на газожидкостную смесь с очень малой плотностью

3. Снижение уровня жидкости в скважинах

   
    

4. Очистка забоя от грязи при помощи желонок (как правило, в скважинах с низким пластовым давлением.)

Меры безопасности: План работ, ознакомление с ним под роспись, опрессовка наземного оборудования с составлением актов, наличие необходимой документации, проведение инструктажа перед началом работ.

Вопрос 3

Каждый сосуд, трап должен быть снабжен предохранительными устройствами от давления выше допустимого

В качестве предохранительных устройств, применяются:

1. Пружинные предохранительные клапаны

   
    

2. Рычажно- грузовые предохранительные клапаны

   
    

3. Импульсные предохранительные устройства

   
    

4. Мембранные предохранительные устройства

   
    

5. Другие, согласованные с Госгортехнадзором

Требования – Предохранительные клапаны выбирают так, чтобы в сосуде не создавалось давление, превышающее рабочее более чем:

Для сосудов с рабочим давлением до 3 атм. - на 0.5атм. От 3атм. до 60 атм.– на 15 %

От60 атм. и выше – на 10 %

Предохранительное устройство поставляется с паспортом и инструкцией по эксплуатации, устанавливаются на патрубках и трубопроводах сосуда. Установка запорных устройств до клапана и после не допускается.

Билет 16.

Вопрос 1. Нефтегазоводопроявления – это поступление флюида из пласта в скважину с последующим выходом его на устье, не предусмотренное технологией работ, которое можно регулировать, приостанавливать с помощью запорной арматуры.

Грифоны – НГВП, выходящие на поверхность по трещинам, высокопроницаемым пластам или по контакту цемент – порода за пределами устья скважины.

Открытый фонтан – это неуправляемое истечение пластовых флюидов через устье скважины в результате отсутствия, технической неисправности, не герметичности, разрушения ПВО или вследствие грифонообразований.

Причины возникновения НГВП:

1. Ошибки в проектировании, то есть Рпл>Рпроектир.

   
    

2. Недостоверная стратиграфия (глубина залегания пласта )

   
    

3. Занижена плотность бурового раствора.

   
    

4. Не учтено влияние ближайших скважин ППД.

   
    

5. Технологические и организационные причины (снижение плотности раствора против проектной, снижение забойного давления путем недолива )

   
    

6. При резком спуске и мгновенной остановке инструмента.

   
    

7. Поршневание при подъеме труб

   
    

8. ГРП (не предусмотренное технологией работ) пласта

   
    

9. Длительные простои (диффузия, плотность раствора уменьшается)

   
    

10. Газирование раствора при вскрытии газовой шапки.

    
     

11. Неправильная установка жидкостных (нефтяных) ванн. Причины возникновения нефтяных фонтанов

1. Не достаточное обучение персонала бригад освоения, испытания, ремонта скважин и бурения.

   
    

2. Несоответствие конструкции скважины фактическим горно-геологическим условиям.

   
    

3. Некачественное цементирование обсадных колонн.

   
    

4. Отсутствие, низкое качество, неисправность монтажа ПВО на устье скважины.

   
    

5. Неправильная эксплуатация ПВО.

   
    

6. Отсутствие устройства для перекрытия канала НКТ или бурильных труб.

   
    

7. Несвоевременность обнаружения НГВП.

   
    

8. Низкая производственная дисциплина.

Вопрос 2. Смесь плавиковой ( фтористоводородной ) кислоты с соляной называют грязевой или глинокислотной. Она применяется в пластах, сложенных из песчаников с глинистым цементом. При взаимодействии грязевой кислоты с песчано-глинистой породой растворяются глинистые фракции и частично песок, кроме того глина утрачивает пластичность и способность к разбуханию.

Назначение: растворение поглощенного в процессе бурения и ремонтных работ глинистого материала или цемента, а также материалов, загрязняющих поверхность забоя в виде глинистой или цементной корки.

Грязевую кислоту выдерживают на забое не менее 12 часов, после чего забой скважины тщательно промывают от продуктов реакции, которые собираются в специальные емкости.

Меры безопасности: при работе можно получить ожоги кожного покрова и отравление парами ядовитого вещества

Применяются:

1. Фильтрующий промышленный противогаз марки «В».

   
    

2. Защитные очки из органического стекла для работы с плавиковой кислотой.

   
    

3. Резиновые перчатки, обувь, фартуки.

   
    

4. Средства для оказания первой помощи при попадании кислот на кожу, в глаза или при вдыхании паров в легкие (чистая пресная вода, мел, известь, хлорамин (нейтрализует компоненты )

Вопрос 3. Скважина – цилиндрическая горная выработка, имеющая при малом поперечном сечении весьма значительную длину. Начало скважины называется устьем, ее конец – забоем. Все пространство от устья до забоя называется стволом.

Совокупность данных, характеризующих диаметр пробуренной скважины на разных глубинах, количество, диаметр и длину обсадных колонн спущенных в скважину, а также интервалы пространства за колоннами, заполненные цементным раствором, называется конструкцией скважины. Выбор конструкции скважины зависит:

1. Геологических условий.

   
    

2. Глубины залегания пласта.

   
    

3. Технологии бурения.

   
    

4. Назначения скважины (ППД, наблюдательные, контрольные )

   
    

5. Ожидаемого давления пласта.

Далее можно отвечать из билета 6., вопроса 4.

Вопрос 2. Нефтеотдача пласта определяется ее коэффициентом, равным отношением суммарного количества добытой нефти к первоначальным ее запасам в залежи. Сравнительно недавно в практику промысловых работ стали внедряться физические, физико-химические и химические методы интенсификации добычи нефти.

Назначение применяемых методов заключается в повышении проницаемости призабойной зоны и увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта. Наибольший эффект достигается при использовании тепловых методов воздействия и при закачке газа. Положительный результат дало применение химических реагентов различного состава.

Вопрос 3. Каждая скважина должна иметь устойчивые стенки и надежное разобщение пластов и пропластков друг от друга по всей ее длине. После прохода определенных интервалов и по окончании бурения всего ствола, в скважину спускают обсадную колонну и закрепляют закачкой цементного раствора в кольцевое пространство между стенками скважины и трубами.

Если продуктивный пласт сложен плотными породами и нет газоносных и водоносных пропластков, то вскрытие пласта проводят на всю мощность без закрепления трубами. При этом последнюю обсадную колонну цементируют выше кромки продуктивного пласта.

Если продуктивный пласт состоит из несцементированных пород, частицы которых могут выноситься потоками жидкости, в скважину, ниже основной эксплуатационной колонны спускается хвостовик – фильтр, или же спускают фильтр непосредственно на эксплуатационной колонне.

Если продуктивный горизонт сложен из газовых, водяных пластов и пропластков, то обсадные трубы спускают до забоя и цементируют, а напротив продуктивной части пласта проводят перфорацию.

Вопрос 4.Сосуды должны подвергаться техническому освидетельствованию после монтажа, до пуска в работу, периодически в процессе работы и в необходимых случаях – внеочередному освидетельствованию.

К техническому освидетельствованию относятся НВО и ГИ. НВО проводится 1 раз в 2 года и имеет цель: установить исправность сосуда и возможность его дальнейшей работы.

Результаты технического освидетельствования должны записываться в паспорте сосуда лицом, производившим освидетельствование, это лицо, ответственное по надзору за техническим состоянием и эксплуатацией сосудов, назначенное приказом из числа ИТР. В ЦДНГ – 2 – инженер механик.

Вопрос 1. В зависимости от того, какой вид энергии обуславливает перемещение жидкости и газа к эксплуатационным скважинам, различают следующие режимы работы залежей:

1. Водонапорный

   
    

2. Газонапорный

   
    

3. Режим растворенного газа

   
    

4. Гравитационный

Вопрос 2. См. билет 17 вопрос 2

Вопрос 3. См. билет 17 вопрос 3

Вопрос 4. Причины:

1. Механические повреждения.

   
    

2. Пропуск во фланцевых соединениях.

   
    

3. Коррозия металла.

   
    

4. Электрохимическая коррозия. Обнаружение:

1. Обход коллектора – визуальный контроль.

   
    

2. Характерный свист.

   
    

3. Падение давления.

   
    

4. Специфический запах.

Меры безопасности: добавление одоранта в газ.

Билет 19.

Вопрос 2. Сущность ГРП состоит в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое скважины жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся трещины нагнетают крупнозернистый песок (пропант и.т.д.), который не дает трещине сомкнуться после снятия давления.

Образованные в пласте новые трещины соединяются с другими, становятся проводниками нефти и газа. Протяженность трещин вглубь пласта может достигать нескольких десятков метров.

Образовавшиеся в пласте новые трещины шириной 1-2 мм обладают огромной проницаемостью. Операция ГРП состоит из следующих последовательных этапов:

1. Закачка в пласт жидкости разрыва для образования трещин в пласте.

   
    

2. Закачка жидкости песконосителя.

   
    

3. Закачка продавочной жидкости для продавливания песка в скважину.

При проведении ГРП для предохранения обсадной колонны от воздействия большого давления над разрываемым пластом устанавливают пакер с гидравлическим якорем. Устье скважины оборудуется специальной головкой, к которой подключаются агрегаты.

Меры безопасности:

1. Устанавливают пакер с якорем.

   
    

2. Обученные, успешно сдавшие экзамен, имеющие удостоверения.

   
    

3. Проведение инструктажа.

   
    

4. Спецодежда.

   
    

5. Меры пожарной безопасности.

Вопрос 3. См. билет 2, вопрос 2.

Вопрос 4. Назначение – манометр-термометр глубинный (САМТ-02) предназначен для регистрации значений давления и температуры по стволу скважины или измерения их во времени в любой точке, на забое при снятии кривой восстановления давления (КВД ). В зависимости от скорости регистрации подразделяют:

1. Автономные – показания регистрируются в приборе

   
    

2. Дистанционные – показания передаются на поверхность и регистрируются вторичными приборами. Информация считывается из манометра в компьютер, результаты могут быть предоставлены на мониторе или распечатаны на принтере в виде таблицы или графика.

   
    

   По принципу действия глубинные манометры подразделяются:

   
    

   1. Пружинные, упругим чувствительным элементом воспринимается давление.

   2. Пружинно-поршневые, в котором элементом, воспринимающим давление, служит уплотнённый поршень.

   3. Пневматические – глубинные дифференциальные манометры, в которых принцип уравновешивания давления сжатого газа, заполняющего измерительную камеру прибора.

Глубинный термометр по принципу действия различают:

1. Манометрические

   
    

2. Биметалличекие с местной регистрацией

   
    

3. Манометры электрического сопротивления – с дистанционной передачей результатов измерений.

У манометрических и биметаллических измеряемая температура воспринимается чувствительным элементом, регистрируется на диаграмме.

У манометров электрического сопротивления имеется первичный прибор, спускается в скважину и вторичный, который принимают данные на поверхности.

Билет 20.

Вопрос 1. Промывка и прокачка скважин – это восстановление циркуляции в скважине, предназначена для очистки забоя от грязи, предотвращения пробок в НКТ, прихвата труб, вывода притока жидкости и газа из пласта в скважину. Промывка бывает прямая и обратная.

1. Прямая – способ промывки, при котором промывочная жидкость нагнетается в трубы, а смесь размытой породы и жидкости выходит на поверхность по затрубному пространству. Существенный недостаток ее является сравнительно низкая скорость восходящего потока, вследствие чего размытый песок медленно поднимается вверх.

2. При обратной промывке скважины жидкость нагнетается в затрубное пространство, а размытая порода поднимается по НКТ. Она имеет преимущество:

   А) при одинаковой производительности насоса скорость восходящего потока в несколько раз больше скорости при прямой промывке, значит - выносится песок на поверхность.

   Б) почти полностью предотвращается прихват труб, так как песок проходит через НКТ на поверхность.

   В) обратную промывку можно производить при меньших давлениях, так как скорость восходящего потока в ней достаточно для вымывания микропримесей.

3. применяют комбинированную промывку, то есть струю промывочной жидкости направляют то в промывочные трубы, то в затрубное пространство. Этот способ обычно применяется при расхаживании пробки в НКТ.

Вопрос 2. См. билет 18 вопрос 2.

Вопрос 3. Розжиг факела должен быть автоматическим, а также дистанционно управляемым.

В организациях, эксплуатирующих факельные системы, должны быть составлены и утверждены инструкции по их безопасной эксплуатации.

Розжиг факела производить в составе не менее двух лиц в присутствии ответственного лица за безопасную эксплуатацию факельной системы.

Перед каждым пуском факельная система должна быть продута паром или газом, чтобы содержание кислорода было ниже нижнего предела взрываемости.

Факельные системы должны обеспечиваться средствами пожаротушения.

содержание      ..        1      2      ..