- •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
38.Меры безопасности при эксплуатации скважин, оборудованных погружными насосами
Специальные требования по безопасному ведению работ предусматривают выполнение следующих правил:
Проверку надежности крепления аппаратов, контактов наземного электрооборудования и другие работы, связанные с возможностью прикосновения к токоведущим частям, осуществлять только при выключенной установке, выключенном рубильнике и со снятыми предохранителями.
Корпуса трансформатора и станции управления, а также броня кабеля должны быть заземлены.
Обсадная колонна скважины должна быть соединена с заземляющим контуром или нулевым проводом сети 380 В.
Установка включается нажатием на кнопки «Пуск» и «Стоп» или поворотом пакетного переключателя, расположенных на наружной стороне двери станции управления, персоналом, имеющим квалификацию группы I и прошедшим специальный инструктаж.
Работы по монтажу, проверке, регулировке, снятию на ремонт и установке измерительных приборов и релейных аппаратов на станциях управления, а также переключение ответвлений в трансформаторах необходимо проводить только при выключенной установке, выключенном блоке рубильник- предохранитель, со снятыми предохранителями, двумя лицами с квалификацией одного из них не ниже группы III.
Кабель со станции управления до устья скважины прокладывается на специальных опорах на расстояние не менее 400 мм от поверхности земли.
Запрещается прикасаться к кабелю при работающей установке и при пробных пусках.
Сопротивление изоляции установки измеряется мегомметром напряжением до 1000 В.
Менять блок рубильник- предохранитель и ремонтировать его непосредственно на станции управления только при отключенном напряжении сети 380 В от станции управления (отключение осуществляется персоналом с квалификацией не ниже группы III на трансформаторной 6/0,4 кВ)
39. Вывод скважин на режим. Применяемое оборудование и методики.
Производятся две процедуры. Первая предназначена для скважин, оборудованных насосами ЭЦН – 50 или 80. Данная процедура обозначена литерой “А”.
Вторая процедура, обозначенная как процедура “В”, предназначена для скважин, оборудованных насосами большей производительности, чем ЭЦН-80.
Причина предоставления двух процедур заключается в том, что рекомендуемый
Процедура A
Скважины, оборудованные насосами ЭЦН-50 или 80 или эквивалентными им насосами
Цель – не производить слишком быстрый запуск скважины, предотвращая таким образом, сдвиг проппанта и сокращая вынос твердой фазы в целом. Намного предпочтительнее использовать частотный преобразователь. Тем не менее, в качестве альтернативного варианта, можно производить запуск при помощи штуцера.
Необходимо отметить, что возможен некоторый вынос проппанта, даже при применении этой процедуры. Цель – минимально снизить этот эффект в течение начальной фазы работы скважины и дать проппанту и Пропнету закрепиться в трещине, чтобы предотвратить вынос проппанта непосредственно после проведения ГРП и при последующих сменах насоса. Оптимальный способ достижения этого – медленный вывод скважины на режим в течение начальной фазы работы после ГРП.
Необходимо производить регулярные отборы жидкости для проведения анализов на содержание твердой фазы; анализы должны проводиться на скважине. Необходимо тщательно контролировать концентрацию твердой фазы в каждом образце. При значительной концентрации твердой фазы( 0,25г/л) и отсутствии ее снижения до незначительного уровня, необходимо провести ситовый анализ с целью определения гранулометрического состава и таким образом, определения степени выноса проппанта. Для проведения ситового анализа должным образом, необходим образец пробы минимум 40 г.
Вывод скважины на режим при наличии частотного преобразователя
После промывки (раздел III настоящего регламента), спустить основной УЭЦН (50 или 80).
Произвести запуск УЭЦН-50 или 80 на минимальной безопасной и практически возможной подаче, что может быть обеспечено при помощи частотного преобразователя. Необходимо отметить, что в идеале дебит при такой подаче недолжен превышать 50м3/сут., скважина должна работать через ЗУ.
Вывод скважины на режим с применением штуцера
Необходимо отметить, что данный метод расценивается как второй по приоритетности после метода с использованием частотного преобразователя. В данном случае необходимо использовать регулируемый штуцер.
Запрещается при изменении проходного диаметра сечения штуцера останавливать УЭЦН.
По окончанию спуска, запустить насос на частоте 50 Гц. Регулируя штуцер, установить минимальную приемлемую подачу, с целью предотвращения сгорания двигателя насоса (раздел VII настоящего регламента).В идеале подача будет не более 50 м3/сут. Производить вывод скважины на режим через ЗУ в течении 24 часов, производя регулярные отборы проб жидкости для анализа. Каждый час производить замер дебита.
Через 24 часа увеличить диаметр штуцера на 1/3 от разницы между начальным диаметром штуцера и внутренним диаметром НКТ.
Процедура B
Скважины, оборудованные УЭЦН-125 или с большей производительностью
Произвести подготовительные работы на скважине в соответствии с разделом III, настоящего регламента.
Спустить насос - “жертву” ЭЦН- 50 в зону подвески основного насоса. Напорные характеристики насоса – «жертвы» определяются службой ТТНД НГДУ.
В процессе вывода на режим насоса - “жертвы” необходимо применять регулируемый штуцер.
Вывод скважины на режим при наличии частотного преобразователя
После промывки (раздел III настоящего регламента), спустить основной УЭЦН (5 или 5А).
Произвести запуск УЭЦН-5 или 5А на минимально безопасной и практически возможной подаче (раздел VII настоящего регламента), что может быть обеспечено при помощи частотного преобразователя. Производить запуск скважины в течение минимум 24 часов, производя отборы проб жидкости для анализа на содержание твердой фазы. Каждый час производить замер дебита скважины.
Через 24 часа увеличить подачу насоса на 1/3 от разницы между начальной подачей и 50 Гц.
Вывод скважины на режим с применением штуцера
Необходимо отметить, что данный метод расценивается как второй по приоритетности после метода с использованием частотного преобразователя. В данном случае необходимо использовать регулируемый штуцер. Запрещается при изменении проходного диаметра сечения штуцера останавливать УЭЦН.
По окончанию спуска, запустить насос на частоте 50 Гц. Регулируя штуцер, установить минимально приемлемую подачу, с целью предотвращения сгорания двигателя насоса (раздел VII настоящего регламента. Производить вывод скважины на режим через ЗУ в течении 24 часов, производя регулярные отборы проб жидкости для анализа. Каждый час производить замер дебита.
Через 24 часа увеличить диаметр штуцера на 1/3 от разницы между начальным диаметром штуцера и внутренним диаметром НКТ.