试油现场监督题库(最新)

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1、2014年试油监督考试复习题一、 填空题1、根据油田试油井控风险评估分类原则,油田试油井井控风险分为三类:I类风险井:试油层井深(5500m)的超深井;根据前期钻探及相邻井层试油资料,预测日产气量(30X 104 )的气层;硫化氢含量2(20 PPm的试油层;地层压力系数2( 1.8 )并具有自喷能力的油气井。2、抽子以上钢丝绳有明显牢固的(2个)记号,第一个记号距绳帽(50) m,第二个记号距第一个记号(20-30) m。3、对(未射孔井 )、( 已射孔井段封闭合格后 )的试油作业可不装防喷 器(射孔作业或井筒整体试压不合格的井除外),但作业现场须配备( 简易防 喷装置)和( 防喷)工具及配

2、件,能够随时抢装及时控制井口。4、1类风险井井控装备配置:双闸板防喷器:压力等级大于生产时(预计最高关井井口压力 ),闸板组合 为上( 半封 )、下( 全封 ),半封闸板尺寸须与作业管柱相符合旋塞阀:除正常使用的旋塞阀外,现场应有一套(常开状态 )的备用旋塞 阀。旋塞阀的额定工作压力(不小于)井口防喷器额定工作压力(超过70MPa 的,选70MPa旋塞)。扣型、尺寸与井管柱相符合。防喷、放喷管线:防喷、放喷管线采取相应等级的( 针阀或油嘴 )管汇控 制,放喷管线出口距井口( 45m )以远(硫化氢含量20PPm的试油层、高压气 井(100m)以远),管线通径不小于(60)mm,放喷控制闸门距井

3、口(3m )以远,压 力表接在井口与放喷闸门之间,管线与闸阀间的连接采取高压油壬或丝扣、法兰 方式连接,不得现场焊接。II、III类风险井井控装备配置(液动或手动)防喷器(含硫层为(液动双 闸板)防喷器,气层、油气层、气水同层为(液动单或双闸板)防喷器);放喷 管线出口距井口(35m)以远(相邻井层日产气量10X104m3的气层、油气层、 气水同层,含硫层(75m)以远);其它同I类风险井。5、抽汲出口管线必须用钢质硬管线,出口管线距出口( 1.2m )用(卡子 加胶皮)固定牢靠。6、防喷、放喷管线每(8-10) m用重量不小于(400 Kg)(装砂后)的标 准砂箱固定;放喷管线需转弯的,用夹

4、角大于120的锻造钢制弯头,转弯前后 须用标准砂箱固定,砂箱与转弯处距离不大于(2) m;出口用双砂箱固定,距 出口小于( 1.5) m。7、溢流关井严格执行“发现溢流立即(关井);疑似溢流(关井检查)”原 则。8、试油设计(未经审批)不准施工。更改设计时,应按设计(审批程序经 批准)后实施。9、井控装备包括:(防喷器)及其控制系统、(旋塞阀)、节流及压井管汇、 采油(气)树、(采油树总闸阀);测试控制头、井下安全阀及(井口防喷管)等。10、防喷器安装后进行现场试压检验,介质采用清水或氮气,高压不低于生 产时预测(预测关井井口最高压力) ,稳压时间不少于( 10 )分钟,压降小于或 等于0.7

5、MPa,密封部位无渗漏为合格(防喷器用试压塞进行试压时,压力不超 过套管抗压强度80%);低压试验压力1.42.1MPa,稳压时间不少于(3)分钟, 密封部位无渗漏为合格,现场试压由(带班干部)签字认可。11、防喷器远程控制台储能器瓶的压力要始终保持在(17.521MPa )工作 压力围。远程控制台使用合格的液压油。12、电缆射孔过程中有专人负责观察井口显示情况。射孔结束后要有专人负责监视井口(1 )小时以上,确认液面稳定,否则不许进行下步施工。13、压井液进出口密度一致时,停泵观察井口 30min )以上,开井确认无 外溢,方可进行下步作业。14、人为造成井负压差,使油气从产层中流入井中的过

6、程是(诱喷 )。15、抽汲施工时,抽子沉没度最大不得超过(300m16、抽汲求产时,应按定抽汲(深度)、定抽汲(次数)、定抽汲(时间)的三定 方法抽汲。17、常规试油中,现场常用的射孔方式有(电缆传输射孔)和(油管传输射孔)18、试油新井投试,射孔前的主要工序是(探井底、洗井、试压)。19、油层套管的作用是(封隔油气水层)。20、含水率是指油井(日产水量与日产液量)之比。21、当油井投入生产后备,油气从油层中流向井底靠(油层压力)。22、固井时,水泥返深是指(转盘平面至上返水泥面)。23、采油树的安装和使用首先考虑的是(安全)工作压力。24、利用井建立起来的各种压力去平衡地层压力的工艺技术是(

7、井控技术)25、天然气与空气混合浓度达到(5%15%)(体积比)时,遇到火源会发生爆 炸。26、压井液密度的确定以钻井资料显示的最高(地层压力系数)或实测(地 层压力)为基准,再加一个附加值。附加值选择:油水井:() g/cm3;气井:() g/cm3。27、生产压差是指(地层压力)与油井生产时测得的(流动压力)的差值。28、生产压差过大会引起底水(侵入井底)而造成油井出水。29、作用于地层孔隙流体(油、气、水)上的压力称(地层压力)。30、试油应取的主要资料(产量)、(压力)、(液性)。31、地层测试按封隔器坐封条件分为(中途测试)和(套管测试)。32、井液柱压力小于产层压力的井,一般采用(

8、油管传输)射孔。33、11类风险井:根据前期钻探及相邻井层试油资料,预测日产气量U30X 104m3 )的气层、油气层、气水同层;地层压力系数在()之间(含1.5) 的油层、油水同层;压力系数(1.8)的含油水层、含气水层。34、试油队伍资质要求:I类风险井由具有(甲级资质)的队伍施工;II类、 III类风险井由(乙级或以上资质)的队伍施工。35、试油地质和工程设计的编制、审核及审批,由油田公司(试油任务发包 单位)委托(具有设计资质)的单位,按照油田相关规和规定进行编制、审核、 审批。I类风险井:地质、工程设计分别由试油单位(主管部门)编制,试油单位 (总工程师或主管生产的领导)审核,勘探(

9、开发)公司(项目经理部、主管领 导)依次审核,油田公司(工程技术处)审批。II类风险井:地质、工程设计由试油单位(项目部)编制,试油单位(项目 部、业务主管部门)依次审核,试油单位(主管总师或主管生产领导)审批。III类风险井:地质、工程设计由试油单位(试油队)编制,试油单位项目部技术主管)审核,项目部主管(技术副经理)及以上人员审批。重点工序(酸化、压裂、中途测试)设计由设计编制部门(负责人)、设计 单位(总工程师)或(主管生产的领导)、勘探(开发)公司(项目经理部)依 次审核,勘探(开发)公司(主管领导)审批。36、试油施工设计由试油单位(试油队)编制。I类风险井中压井、挤(注)水泥塞、测

10、试、地面计量等重点工序,由试油 单位(业务主管部门)审批,其它项目部(主管技术副经理)及以上人员审批。II类风险井项目部(主管技术副经理)及以上人员审批。III类风险井试油队(技术主管)及以上人员审批。37、试油作业的地质、工程及施工设计中应有相应的(井控)容。38、硫化氢含量三(20) PPm的试油层应选择与地层匹配的(碱性)压井液, 压井液密度选上限,并宜采用挤压井方式压井。39、井控装置每(12)个月送井控车间检验一次。压力系数1.8的高压油 气层、硫化氢含量20PPm的试油层每(8)个月送井控车间检验一次。送至井 场的防喷器、旋塞阀要有井控车间的(检测报告)、试压曲线和(试压合格证)。

11、40、含硫化氢井井控装备应符合相应(防硫)要求。41、经抽汲、测试、气举等方式确认无自喷能力的试油层,应安装使用不低 于(21) MPa的防喷器,并按预计最高(关井压力)或防喷器(额定工作压力 进行试压。42、远程控制台安装距井口不少于(25) m,控制台操作位置与井口间视线 良好;距放喷及压井管线有(5) m以上距离;周围留有宽度不少于(2) m的人 行通道;周围(10) m不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品。43、新井投试,防喷、放喷管线可以在(地层打开前)完成安装、试压。44、放喷管线出口宜朝向(季节风的下风)方向,采用螺纹或法兰连接。45、采油(气)树每次安装后,带试压孔的应对安装部位进行(

12、试压)检验: 高压试压至采油(气)树额定(工作压力)或预计(井口最高关井压力),稳压 不少于(10) min,压降小于或等于(0.7) MPa,密封部位无渗漏为合格;低压 试压(1.42.1)MPa,稳压时间不少于3min,密封部位无渗漏为合格,现场试 压由(带班干部)签字认可。46、作业全过程,提升设备上气喇叭保证完好,便于发出(报警信号)。47、现场井控工作以(班组)为单位,每试油一层对相应工况作业前进行至 少(一次)防喷演习。 工况包括:(空井筒)、(起下管柱)、(冲砂作业)、旋转作业、简易防喷装置 的快速安装、含硫井的防硫应急演习。(起、下测试工具过程中,测试工作人员 应参与试油队的防

13、喷演习)。48、电缆射孔作业时发生溢流,应(停止)作业,在距井口(3050cm )处 剪断电缆,关闭全封闸板,试油队抢装采油树或总闸阀。49、预计为气层、含硫化氢试油层的射孔,应采用(管柱传输射孔或过油管) 射孔工艺。根据同一区块相邻井层试油情况及试油层测井解释结果,预计射孔后 无自喷能力的(高压低渗)试油层的射孔,可使用(电缆传输)进行射孔。50、采油(气)树至节流管汇(包括油嘴管汇)的试压: 高压试压按预测(关井最高井口压力)进行(清水或氮气)试压,稳压不少于(10) min,压降W0.7MPa,连接部位无(渗漏)为合格;低压试压1.42.1MPa, 稳压不少于3min无压降,连接部位无渗

14、漏为合格。51、分离器后的管线试压: 分离器出口的产气管线按不低于分离器额定工作压力的(80%)进行试压。分离器出口的产液管线应连接紧固,丝扣不刺不漏。额定工作压力W6.3)MPa 的分离器,其出口的管线应连接紧固,丝扣不刺不漏。52、对挤压井作业,压井液挤至油层顶界以上(50) m,停泵观察待压力充 分扩散后,开井观察(30) min以上无外溢现象后,方可进行下步作业。53、起管柱时每提(20 根)油管向井灌注压井液一次。54、所有井控装备及配件,应是经(集团公司)或(油田公司)认可的生产 厂家生产的合格产品,否则不允许使用。55、新区探井接井后,井筒整体试压(套管(抗压强度)的 80%、井

15、口采油 树的(额定工作压力)、预测最高(关井井口压力)三者之间取(最小)值),稳 压不少于10min,压降W0.7MPa为合格。井筒整体试压不合格的,应查明原因并 上报发包方。56、设计有压井工序的,施工现场压井作业前应备足满足(设计)要求的(密 度)和(数量)的压井液。57、灌液及循环管线不能与(防喷)、(放喷)管汇混连,发生溢流时应立即 关闭灌液、循环管线的套管闸门。58、停工时应关闭(井控装置),并安装合理量程压力表观察(井口压力)。59、采用电缆传输射孔方式时,井筒应(充满)符合设计要求的压井液。60、地层封闭状态且井身质量合格的提下管柱作业可以(不压井)、(不灌液)。61、经抽汲、降液等诱喷措施7 天以上的非自喷地层,可以(不压井)进行 起下管柱作业,但应按提出井管柱体积(灌液)。特殊井况作业经试油作业单位、 油田发包方进行(风险识别)、制定应对措施,可(不压井)进行起下管柱作业。62、在起、下封隔器等大尺寸工具时严禁猛起猛下,距射孔井段( 300)m 围应控制提、下钻速度不超过(1 根/2 分钟),防止产生过高的(抽汲)和(激 动)压力。63、电 缆试井作业:防喷管和闸板防喷器等井控装备按( 预计关井最高压力)试压合格。含硫油气井作业时,井控装备应满足(防硫)要求。64、钢丝试井作业:钢丝试井作

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