Главная страница Случайная страница
Разделы сайта
АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника
Внутри цилиндра 1 подвижно установлены плашки 6, гуммированные маслобензостойкой резиной. В корпусе плашки, в зависимости от диаметра герметизируемых труб,
|
|
Классификация скважин по степени опасности и возникновения газонефтеводопроявлений на разрабатываемых месторождениях нефти и газа.
| № п/п | Категория | Характеристика скважины |
| 1. | I категория | - нефтяные скважины, в которых нефти имеют газовый фактор, равный 200м3/т и более. - нефтяные скважины, в которых возможно поступление газа в эксплуатационную колонну через имеющиеся в колонне нарушения в результате межпластовых перетоков. - нефтяные скважины, в которых пластовое давление выше гидростатического на 20% и более. - нефтяные скважины, в которых попутный газ или нефтяные пары содержат сероводород, превышающий ПДК в воздухе рабочей зоны (10 мг/м3 для сероводорода; 3 мг/м3 в смеси с углеводородом). Рабочей зоной является пространство, ограниченное по высоте 2 метра над уровнем пола или площадки, на которой находятся места постоянного или непостоянного (временного) пребывания работающих; |
| 2. | II категория | - нефтяные и нагнетательные скважины, в которых пластовое давление не превышает гидростатическое более, чем на 20% и нефти имеют газовый фактор менее 200м3/т. - нефтяные и нагнетательные скважины, в продукции которых сероводород содержится ниже ПДК в рабочей зоне, при этом пластовое давление не превышает гидростатическое более, чем на 10%. - скважины, подлежащие освоению на новых месторождениях, на которых возможны газонефтеводопроявления. |
| 3. | III категория | + скважины, в которых пластовое давление равно гидростатическому или ниже его, сероводород не превышает ПДК в рабочей зоне, газовый фактор ниже 100 м3/т; |
В отдельных случаях категорийность скважины определяется в оперативном порядке техническим руководителем подразделения и военизированным отрядом с оформлением акта
2. Понятия: газонефтеводопроявления, выброса, открытого фонтана.
Газонефтеводопроявление – процесс поступления продукции в ствол скважины, не предусмотренное техническим проектом.
Выброс – кратковременное неуправляемое истечение жидкости (газа, нефти, воды) из скважины.
Фонтан – неуправляемое истечение жидкости (газа, нефти, воды) из скважины долговременное.
Билет №2
Конструкция малогабаритного плашечного превентора.
Превентор плашечный малогабаритный ППМ-125 х 25 предназначен для предотвращения и ликвидации газонефтеводопроявлений путем герметизации устья скважины при проведении аварийных работ.
ППМ обеспечивает герметизацию устья при наличии в стволе скважины насосно-компрессорных труб диаметром 33, 42, 48, 60, 73, 89 мм, геофизического грузонесущего кабеля диаметром от 6, 3 до 16 мм, либо при их отсутствии.
ППМ состоит из следующих основных узлов и деталей (рис. 2): цилиндра корпуса 1, плашки 6, сменного уплотнителя 7, обоймы центратора 17, сменных вкладышей 18, штока 8, уплотнительной гайки 11, штурвала 16.
Корпус ППМ выполнен в виде крестовины сварного исполнения, который включает: цилиндр 1, верхний патрубок 2, нижний патрубок 3, присоединительные фланцы 4 и 5.
Внутри цилиндра 1 подвижно установлены плашки 6, гуммированные маслобензостойкой резиной. В корпусе плашки, в зависимости от диаметра герметизируемых труб,
Рис. 2. Превентор плашечный малогабаритный ППМ
|
устанавливаются уплотнители 7 соответствующего типоразмера, Задняя часть корпуса плашки 6 имеет «Т»-образный паз для соединения с головкой штока 8 через кольцо 9. С целью исключения поворота в нижней части корпуса плашки выполнен шпоночный паз, взаимодействующий со штифтами 10, жестко связанные с цилиндром 1. Перемещение штока осуществляется через уплотюгтельную гайку 11, жестко установленную относительно цилиндра 1, поджимной крышкой 12 и установочного штифта 13. Уплотнение гайки 11 относительно цилиндра 1 осуществляется резиновыми кольцами 14 круглого сечения, а относительно штока 8 — резиновыми самоуплотняющимися манжетами 15. Вращение штока 8 осуществляется штурвалом 16.
Обеспечение устьевой соосности опускаемых труб относительно ствола скважины достигается установкой центратора в проходном отверстии корпуса ППМ.
Центратор состоит из обоймы центратора 17, связанной с патрубком 2 резьбовым соединением и вкладышом 18 соответствующего типоразмера.
Закрывается и открывается превентор вращением штурвалов 16 соответственно по часовой и против часовой стрелки. При закрытии превентора герметизация устья скважины осуществляется принудительным выдавливанием резины головкой штока 8 через подвижно установленный в корпусе плашки диск 19.
2. Понятия: пластовое давление, забойное давление, гидростатическое давление, репрессия, депрессия.
|
|