Pytania pomocnicze - GIW.01

Żuraw pompowy służy do napędzania żerdziowej pompy wgłębnej, która wydobywa ropę naftową z odwiertu na powierzchnię.

Ropa naftowa jest cieczą i często wymaga mechanicznego podnoszenia z odwiertu. Gaz ziemny zwykle wypływa pod wpływem ciśnienia złożowego lub jest eksploatowany innymi metodami.

Silnik napędza mechanizm wahadłowy żurawia, który porusza kolumną żerdzi. Ruch posuwisto-zwrotny żerdzi uruchamia tłok pompy wgłębnej, podnosząc ropę do powierzchni.

Stosuje się je wtedy, gdy ciśnienie złożowe jest zbyt małe, aby ropa wypływała samoczynnie. Jest to jedna z metod mechanicznego wspomagania wydobycia.

Typowe elementy to belka wahadłowa, głowica konna, przeciwwagi, korbowód, mechanizm napędowy oraz połączenie z laską pompową i przewodem żerdziowym.

Indywidualny żuraw ma własny napęd przy jednym odwiercie. Napęd grupowy może zasilać kilka żurawi jednocześnie za pomocą wspólnego układu napędowego.

Żuraw pompowy nie służy do tłoczenia medium do instalacji lub złoża. Jego zadaniem jest wydobywanie cieczy, przede wszystkim ropy naftowej, z odwiertu.

IŻP oznacza indywidualny żuraw pompowy. Jest to urządzenie powierzchniowe służące do napędu pompy wgłębnej w odwiercie.

Oznacza liczbę pełnych cykli pracy żurawia wykonanych w ciągu jednej minuty. Jeden cykl obejmuje ruch układu pompowego w górę i w dół.

Dla głębokości około 1000 m przyjmuje się częstotliwość około 8 cykli/min.

Dłuższy przewód żerdziowy ma większą masę i powoduje większe obciążenia dynamiczne. Zbyt szybka praca mogłaby prowadzić do nadmiernego zużycia lub awarii układu.

Pompa wgłębna znajduje się w odwiercie i przetłacza ropę ku powierzchni. Żuraw pompowy przekazuje jej napęd przez przewód żerdziowy.

Nie. Dobiera się ją do warunków pracy odwiertu, głębokości, wydajności pompy, długości skoku oraz dopuszczalnych obciążeń urządzenia.

Wykładnik gazowy WG określa stosunek objętości wydobytego gazu ziemnego do objętości wydobytej ropy naftowej. Najczęściej podaje się go w m³ gazu na 1 m³ ropy.

Wykładnik gazowy oblicza się ze wzoru: WG = Vg / Vr, gdzie Vg to objętość wydobytego gazu, a Vr to objętość wydobytej ropy.

Należy podzielić 600 m³ gazu przez 12 m³ ropy. Wynik wynosi 50 m³/m³.

Oznacza liczbę metrów sześciennych gazu przypadającą na jeden metr sześcienny wydobytej ropy. Wartość 50 m³/m³ oznacza 50 m³ gazu na 1 m³ ropy.

Pozwala ocenić ilość gazu towarzyszącego wydobyciu ropy oraz kontrolować przebieg eksploatacji złoża. Zbyt duże zmiany WG mogą świadczyć o zmianach warunków złożowych lub pracy odwiertu.

Nie wpływa, jeśli objętości gazu i ropy dotyczą tego samego okresu, np. jednej doby. Ważne jest porównywanie wydobycia gazu i ropy z tego samego przedziału czasu.

Metanol stosuje się głównie jako inhibitor hydratów gazowych. Obniża temperaturę tworzenia hydratów i pomaga zapobiegać zatykaniu instalacji.

Metanol jest substancją wysoce łatwopalną. Jego pary mogą zapalić się od iskry, płomienia lub gorącej powierzchni.

Tak, metanol bardzo dobrze miesza się z wodą. Dlatego odpowiedź, że jest cieczą nierozpuszczalną w wodzie, jest błędna.

Tak, metanol jest substancją toksyczną. Może działać szkodliwie po połknięciu, wdychaniu par lub kontakcie ze skórą.

Stwarza zagrożenie pożarowe, wybuchowe i toksykologiczne. Wymaga zachowania zasad BHP oraz eliminowania źródeł zapłonu.

Pary metanolu mogą tworzyć z powietrzem mieszaniny wybuchowe. W takich strefach stosuje się odpowiednie procedury i urządzenia przeciwwybuchowe.

Należy unikać ognia i iskrzenia, zapewnić wentylację, stosować środki ochrony indywidualnej oraz używać szczelnych instalacji i pojemników.

Należy odjąć od siebie dwie sąsiednie opisane wartości skali i podzielić wynik przez liczbę równych odstępów między nimi.

Ta sama liczba może oznaczać różne ciśnienia w zależności od jednostki, np. MPa, bar lub kPa. Błędna jednostka oznacza błędny wynik.

Oznacza, że mierzone ciśnienie wynosi jedenaście i pół megapaskala. Jest to wartość pośrednia między 11 MPa a 12 MPa.

Należy oszacować położenie wskazówki proporcjonalnie między kreskami. W zadaniach egzaminacyjnych zwykle wskazówka jest ustawiona tak, aby odpowiadała jednej z podanych odpowiedzi.

Zakres manometru określa najmniejszą i największą wartość, jaką można zmierzyć. Działka elementarna to wartość odpowiadająca najmniejszemu odstępowi na skali.

Najczęstsze błędy to pomylenie jednostki, błędne policzenie działek, odczyt z niewłaściwego kąta oraz zaokrąglenie wskazania do sąsiedniej wartości.

Do temperatury w stopniach Celsjusza dodaje się 273,15, a w zadaniach egzaminacyjnych często 273. Wzór ma postać: T[K] = t[°C] + 273,15.

Kelwin jest jednostką temperatury bezwzględnej, wymaganą w równaniach gazowych. Użycie stopni Celsjusza we wzorach gazowych prowadziłoby do błędnych wyników.

Temperaturę oblicza się jako -6 + 273, czyli około 267 K. Dokładniej byłoby to 267,15 K.

Poprawny zapis to np. 267 K. Nie stosuje się znaku stopnia, więc zapis 267°K jest niepoprawny.

Są to umowne warunki odniesienia temperatury i ciśnienia, do których przelicza się objętość gazu. Najczęściej przyjmuje się 0°C, czyli 273,15 K, oraz ciśnienie 1013,25 hPa.

Objętość gazu zależy od temperatury i ciśnienia, więc pomiary wykonane w różnych warunkach nie są bezpośrednio porównywalne. Przeliczenie na warunki normalne pozwala porównywać i rozliczać ilość gazu.

Śluza pomiarowa umożliwia wprowadzenie przyrządów pomiarowych do odwiertu pod ciśnieniem. Zapobiega niekontrolowanemu wypływowi ropy, gazu lub wody złożowej.

Odwiert samoczynny pracuje pod ciśnieniem złożowym, więc otwarcie głowicy mogłoby spowodować gwałtowny wypływ medium. Śluza zapewnia szczelność i bezpieczeństwo podczas pomiaru.

Termometr wgłębny mierzy temperaturę wewnątrz odwiertu, np. na jego dnie. Termometr przepływowy mierzy temperaturę medium przepływającego w instalacji powierzchniowej.

Pomiar wykonuje termometr wgłębny. Jednak przed jego opuszczeniem do odwiertu samoczynnego na głowicy montuje się śluzę pomiarową.

Głowica odwiertu umożliwia kontrolę wypływu medium i zapewnia szczelne zamknięcie odwiertu. Do niej montuje się osprzęt, taki jak śluza pomiarowa.

Analizator gazu służy do określania składu gazu, a nie do przygotowania odwiertu do pomiaru temperatury wgłębnej. Nie jest elementem montowanym na głowicy w celu opuszczenia termometru.

Służy do odkręcania i rozłączania połączeń gwintowych żerdzi pompowych podczas obróbki lub remontu odwiertu eksploatacyjnego.

Żerdzie pompowe to stalowe elementy łączone gwintowo, które przenoszą ruch z urządzenia napędowego na pompę wgłębną w odwiercie.

Specjalny klucz umożliwia pewne uchwycenie żerdzi i bezpieczne przeniesienie momentu obrotowego bez uszkadzania elementów przewodu pompowego.

Wyciąganie przewodu polega na wydobywaniu całej kolumny żerdzi z odwiertu, natomiast rozkręcanie oznacza rozłączanie poszczególnych żerdzi na połączeniach gwintowych.

Najczęstsze zagrożenia to przygniecenie dłoni, nagłe obrócenie elementu, upadek żerdzi oraz kontakt z ropą, gazem lub zanieczyszczeniami z odwiertu.

Rozkręcanie wykonuje się zwykle podczas remontu, wymiany pompy wgłębnej, usuwania awarii albo kontroli elementów przewodu pompowego.

Stabilna lepkość pozwala utrzymać zdolność cieczy do przenoszenia materiału podsadzkowego w szczelinie. Zbyt szybki spadek lepkości może spowodować osiadanie proppantu i obniżenie skuteczności zabiegu.

Proppant, czyli materiał podsadzkowy, utrzymuje szczeliny otwarte po spadku ciśnienia tłoczenia. Dzięki temu ropa lub gaz mogą łatwiej dopływać do odwiertu.

Duża filtracja oznacza stratę cieczy do formacji i gorszą kontrolę nad tworzeniem szczelin. Może też uszkodzić strefę przyodwiertową i zmniejszyć przepuszczalność skały.

Po zakończeniu szczelinowania ciecz powinna stopniowo tracić lepkość, aby mogła łatwiej odpłynąć z odwiertu. Nie powinna jednak tracić lepkości zbyt wcześnie, czyli podczas transportu proppantu.

Celem jest zwiększenie przepuszczalności strefy dopływu i ułatwienie przepływu ropy lub gazu do odwiertu. Zabieg stosuje się szczególnie w skałach o niskiej przepuszczalności.

Nie. Gęstość nie jest podstawową cechą decydującą o przydatności cieczy szczelinującej w tym kontekście. Ważniejsze są lepkość, stabilność i zdolność transportu proppantu.

Siarkowodór jest gazem silnie toksycznym; może powodować zatrucia, utratę przytomności, a w wysokich stężeniach śmierć. Dodatkowo ma zapach zgniłych jaj, ale przy większych stężeniach poraża węch, co utrudnia jego wykrycie.

Typowe zanieczyszczenia gazu ziemnego to siarkowodór, dwutlenek węgla, para wodna, azot oraz związki siarki. Ich obecność pogarsza jakość gazu i może powodować korozję lub problemy eksploatacyjne.

Dwutlenek węgla nie jest klasyfikowany jako typowy gaz toksyczny w takim znaczeniu jak siarkowodór. W dużych stężeniach może jednak wypierać tlen i powodować zagrożenie uduszeniem.

Siarkowodór usuwa się ze względu na jego toksyczność, korozyjność oraz negatywny wpływ na instalacje i środowisko. Proces ten nazywa się odsiarczaniem gazu.

Stosuje się detektory H2S, wentylację, aparaty ochrony dróg oddechowych, procedury ewakuacyjne oraz szkolenia pracowników. Nie wolno polegać wyłącznie na zapachu gazu.

Para wodna może powodować korozję instalacji oraz tworzenie hydratów gazowych, które zatykają przewody i armaturę. Dlatego gaz ziemny poddaje się osuszaniu.