- •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
40.Сбор и подготовка нефти, газа и воды на промысле
Продукция скважин представляет собой смесь, содержащую кроме нефти, нефтяной газ, воду, парафин, серу и др. примеси.
Для получения товарной нефти, нефть транспортируется от скважины к пунктам сбора и подготовки нефти и далее в товарные парки для учета и распределения потребителям.
Система сбора и подготовки нефти включает комплекс промысловых технических средств и установок, соединенных трубопроводами.
По характеру движения продукции скважин по трубопроводам системы сбора подразделяют на негерметизированные двухтрубные самотечные системы и на высоконапорные герметизированные системы.
Негерметизированная двухтрубная самотечная система
Нефть и газ разделяются в сепараторах на устье или на групповых пункта сбора и транспортируются раздельно по разным трубопроводам ( двухтрубная) самотеком за счет разности геодезических отметок (рельефа).
Недостатки самотечной системы:
В условиях гористой местности необходимо изыскивать необходимую трассу нефт епроводов, чтобы обеспечить необходимый напор, а следовательно и пропускную способность.
Сепарация газа недостаточная, поэтому есть возможность образования в нефтепроводах газовых мешков.
При низкой скорости в трубопроводах происходят отложения механических примесей, солей, парафина.
Так как система негерметизирована, то возникает возможность потерь от испарения легких фракций нефти до 3% от общей добычи.
Трудность автоматизации процесса из-за разбросанности технологических объектов.
Преимущество: сравнительно точное измерение по каждой скважине жидкости в мерниках, газа с помощью расходомеров.
41. Обязанности оператора по добыче перед началом работ агзу.
Оператор по добыче нефти и газа перед началом работы обязан:
Ознакомиться с записями в вахтовом журнале о работе предыдущих смен и распоряжениями руководителя работ, расписаться в приме смены.
Проверить и привести в порядок спецодежду и другие средства индивидуальной защиты и предохранительные приспособления; средства пожаротушения и аптечка должны быть исправными, укомплектованы и находиться в специально отведенном месте.
Проверить наличие и исправность инструментов, их соответствие характеру работы и разместить их в безопасном и удобном месте.
Перед входом в замерно – переключающие установки включить вентилятор не менее чем за 15 мин. и только после этого входить в помещение. При длительном пребывании внутри помещения и при проведении работ с вынужденным разливом нефти вентилятор должен работать непрерывно.
При пуске групповой установки в эксплуатацию промывку системы производить путем работы всех скважин сначала по общему трубопроводу, а затем через переключатели ПСМ, причем самая высокодебитная скважина должна работать через сепаратор.
Промывку производить не менее 48 часов (по 24 часа на каждый вид промывки).
Пред подключением скважины к сепаратору, после капитального ремонта скважин и сварочных работ на выкидных трубопроводах производить промывку по свободному трубопроводу в течение 24 часов.
Каждый раз перед началом замера необходимо проверить правильность показания манометра на замерном сепараторе. Манометр считается неисправным, если отсутствует пломба или клеймо, истек срок проверки, стрелка манометра при его выключении не возвращается к нулевому показанию шкалы, разбито стекло или имеются другие повреждения, которые могут отразиться на правильности его показаний. На манометре должна быть красная черта, соответствующая разрешенному рабочему давлению на сепараторе. Вместо красной черты может быть прикреплена к корпусу манометра металлическая пластина, окрашенная также в красный цвет и плотно прилегающая к стеклу манометра.