- •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
административные помещения;
слесарная мастерская;
склады;
столовая;
котельная.
50. Регулирование работы фонтанных скважин
Чтобы выдержать определенный дебит фонтанной скважины необходимо
регулировать степень использования пластовой энергии, поступающей на забой. Такое регулирование может быть достигнуто двумя способами:
создание противодавления на устье;
создание некоторого перепада давления у башмака подъемных труб.
Противодавление как на устье так и у башмака подъемных труб может быть создано путем установки диафрагмы с отверстием - штуцер. Меняя проходное сечение штуцера можно изменять в условиях данной скважины отбор жидкости и газа из пласта.
Противодавление на устье можно создать также направив фонтанную струю в особую емкость- газосепаратор, в котором газ отделяется от нефти и где можно поддерживать некоторое повышение давления.
Широкое применение забойные штуцера не получили из-за несовершенства их конструкций, вследствие чего затрудняется их смена и регулирование. Поэтому регулирование проводится в основном штуцерами, установленными на поверхности.
Для замены штуцера скважину останавливают, разряжают (снижение давление до атмосферного) в дренажную систему избыточное давление в линии и затрубе, выкручивают штуцерную камеру, выкручивают щтуцер, закручивают другой. Вставляют обратно штуцерную камеру, запускают скважину в работу. Если применяется двухструнная конструкция фонтанной арматуры, то замена сужающего устройства проводится без остановки скважины с переводом фонтанной струи с рабочей струны на запасную.
Нормальная эксплуатация фонтанной скважины заключается в получении максимального дебита при небольшом газовом факторе, наименьших количествах воды и песка, бесперебойном фонтанировании.
При наблюдении за работой фонтанной скважины и ее обслуживании замеряют буферное и затрубное давления, рабочие давления на замерных установках, определяют дебит нефти, содержание воды и песка в продукции скважины. Кроме того, проверяют исправность устьевого оборудования, выкидных линий, скребков, применяемых для борьбы с образованием отложений парафина. Желательно все ремонтные работы с образованием отложений парафина проводить без остановки скважины.
51.Регулирование и управление работы установок эцн
Станция управления УЭЦН или комплектное устройство обеспечивает включение установки, самозапуск после появления исчезнувшего напряжения и аварийное отключение (перегрузки (клин), короткое замыкание, недостаточность притока). Станция управления при помощи специального переключателя дает возможность установить три режима управления:
ручной- при котором вручную останавливают и запускают ПЭД;
автоматический, при котором отключает ПЭД при значительном уменьшении подачи жидкости и последующего его включения через заданный интервал времени от нескольких минут до 10 часов, а также самозапуск после кратковременного перерыва подачи электроэнергии;
программный, при котором жидкость откачивается периодически от 2 до 20 часов и отключение ПЭД происходит либо при срабатывании защиты срыва подачи (ЗСП) и последующее включение через заданный интервал времени, либо через установленное время отключения ПЭД и соответствующее включение его через определенный интервал времени. Этот режим управления считается аварийным режимом и применим для слабоприточных скважин.
Все установки должны запускаться оператором только в ручном режиме и при снижении пусковых токов, достижения параметров нормальной работы установки переводиться либо в автоматический режим, либо в программный.