- •1.Состав и свойства нефти
- •2.Нефтяные газы и их свойства
- •3.Горные породы. Физические свойства пород- коллекторов
- •4.Понятие о нефтяной залежи, нефтяном месторождении.
- •6.Режимы работы нефтяных залежей
- •7.Назначение скважин.
- •8.Способы бурения:
- •9.Полный цикл строительства скважины
- •10.Требования при приемке скважин из бурения:
- •11.Порядок приёма скважин после бурения.
- •12. Обязанности оператора по добыче при осмотре фонда скважин.
- •13.Понятие о конструкции скважин
- •14.Методы повышения нефтеотдачи пластов.
- •15. Методы интенсификации притока
- •17.Назначение системы поддержания пластового давления (ппд)
- •В нутриконтурное заводнение –
- •18.Блочные кустовые насосные станции (бкнс). Назначение и принцип работы.
- •19. Устьевая арматура фонтанных скважин
- •20. Фонтанный способ добычи нефти
- •21.Наземное оборудование фонтанных скважин
- •22.Меры безопасности при обслуживании фонтанных скважин
- •23. Принцип действия шгн
- •24. Дополнительное оборудование шгну
- •25. Оборудование устья насосных скважин
- •26. Основные узлы станка- качалки. Маркировка
- •27. Теоретическая и фактическая подача штангового насоса. Коэффициент подачи
- •28 .Исследование скважин, оборудованных штанговыми насосами, с помощью динамографа. Расшифровка динамограммы.
- •29.Требования безопасности при динамометрировании
- •30.Обслуживание и осмотр ск.
- •30.Обслуживание и осмотр ск.
- •31.Меры безопасности при штанговой эксплуатации скважин
- •32. Порядок безопасного запуска и остановки ск
- •33. Эксплуатация скважин установками электроцентробежных насосов. Основные узлы установки уэцн
- •34.Характеристики работы центробежного насоса.
- •35.Погружной электродвигатель (пэд)
- •36.Гидрозащита эцн
- •37.Дополнительное оборудование эцн
- •38.Меры безопасности при эксплуатации скважин, оборудованных погружными насосами
- •39. Вывод скважин на режим. Применяемое оборудование и методики.
- •40.Сбор и подготовка нефти, газа и воды на промысле
- •41. Обязанности оператора по добыче перед началом работ агзу.
- •42. Замер дебита скважин на автоматизированной гзу
- •43.Меры безопасности при проведении замеров дебитов скважин в помещении агзу
- •44. Трубопровод.
- •45. Трубопроводная арматура
- •46.Прямоточные задвижки
- •47.Краны шаровые
- •48.Вентиль игольчатый
- •49.Назначение днс. Краткая характеристика и принцип работы
- •50. Регулирование работы фонтанных скважин
- •51.Регулирование и управление работы установок эцн
- •52.Отключение уэцн по недогрузу и перегрузу.
- •53. Запуск и вывод уэцн на постоянный режим работы.
- •54.Причины отсутствия подачи уэцн и последовательность работ по выявлению этих причин
- •55.Промысловые исследования скважин
- •56.Исследование нефтяных скважин на установившихся режимах .
- •57.Исследование нефтяных скважин при неустановившихся режимах фильтрации (квд)
- •58.Исследование водонагнетательной скважины.
- •59.Исследование скважин, оборудованных шгну, уэцн.
- •60.Требования безопасности при волнометрировании
31.Меры безопасности при штанговой эксплуатации скважин
При эксплуатации СК основными требованиями по технике безопасности являются следующие:
Все движущиеся части станка должны иметь прочные металлические ограждения, исключающие возможность попадания людей под вращающиеся части СК.
Работы, связанные со снятием и надеванием канатной подвески, откидыванием или опусканием головки балансира, перестановкой пальцев кривошипов должны проводиться при использовании различных устройств, приспособлений и быть механизированными.
При нижнем положении головки балансира расстояние между траверсой подвески устьевого полированного штока и устьевым сальником должно быть не менее 20 см.
Верхний торец устьевого сальника должен возвышаться над уровнем площадки не более чем на 1 метр.
Запрещается проворачивать шкив редуктора вручную и тормозить его подкладыванием трубы, лома и других предметов.
Запрещается снимать клиновой ремень при помощи рычагов, устанавливать и снимать ремень необходимо путем передвижения электродвигателя.
При замене пальцев кривошипа шатун требуется надежно крепить к стойке станка.
Запрещается находиться под вращающимся балансиром.
Осмотр или замену отдельных частей станка следует выполнять при остановке и затормаживании СК. При неисправном тормозе осмотр и ремонт СК производить запрещается.
Пусковое устройство СК должно находиться в непосредственной близости от тормоза.
При обслуживании электропривода персонал должен работать в диэлектрических перчатках. Скважинная насосная установка перед пуском в эксплуатацию должна быть заземлена. В качестве заземлителя электрооборудования следует использовать кондуктор скважины.
32. Порядок безопасного запуска и остановки ск
Перед запуском СК необходимо убедиться в том, что его редуктор не заторможен, ограждения установлены и в опасной зоне нет людей.
До начала проведения ремонтных работ или перед осмотром оборудования периодически работающей скважины с автоматическим, дистанционным или ручным пуском привод должен отключаться, а на пусковом устройстве вывешивается плакат: «Не включать», «Работают люди». Для остановки СК необходимо переключить режим работы в положение «Ручн.», нажать кнопку «Стоп», затянуть тормоз (головка балансира должна быть в нижнем положении)
На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением СК вблизи пускового устройства на видном месте должны быть укреплены щитки с надписью: «Внимание! Пуск автоматический». Такая же надпись должна быть на пусковом устройстве.
33. Эксплуатация скважин установками электроцентробежных насосов. Основные узлы установки уэцн
Недостаточно высокая подача штанговых насосов, необходимость установки громоздкого оборудования, опасность обрыва штанг при больших глубинах подвески и добыче вязких нефтей и другие причины ограничивают область их применения. Для эксплуатации обводненных, высокодебитных, глубоких и наклонных скважин широко распространены погружные центробежные электронасосы (УЭЦН). Отличительная черта таких насосных установок - расположение двигателя непосредственно у насоса и устранение штанг.
Основные узлы установки УЭЦН
Установка погружного центробежного насоса состоит из погружного агрегата 1,2,9, спускаемого в скважину на насосно-компрессорных трубах 4, кабеля 3, арматуры устья 6, станции управления 7 и автотрансформатора 8.
Установки погружных ЭЦН предназначены для откачки из нефтяных скважин, в
том числе и наклонных, со следующими характеристиками:
максимальное содержание попутной воды – 99%;
максимальная плотность жидкости – 1400 кг/м3;
максимальная массовая концентрация твердых частиц- 100 мг/л;
максимальное содержание газа на приеме насоса- 25 %;
максимальная концентрация севодорода для насосов обычного исполнения (коррозионно- стойкого исполнения)- 10 (1250) мг/л;
максимальная температура – 90 оС;
ЭЦН – это погружной, центробежный, секционный, многоступенчатый насос. В корпус 8 каждой секции вставляется пакет ступеней, представляющих собой собранные на валу на продольной призматической шпонке скользящей посадкой рабочие колеса 7 и направляющие аппараты 6. Число ступеней колеблется в пределах 145-400.