Экзамен на удостоверение оператора ДНГ. 1. Общие сведения о физикохимических понятиях пластовых флюидов (нефть, газ, вода, конденсат). Классификация нефти по химическому и фракционному составу, содержанию аспв
 Скачать 0.78 Mb.
|
|
ШТАНГОВЫЕ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ (ШСНУ) Этими насосами в настоящее время оборудовано большинство скважин. Дебит скважин - от десятков кг в сутки до нескольких тонн. Насосы опускают на глубину от нескольких десятков метров до 3000 м иногда до 3200 3400 м). ШСНУ включает: а) наземное оборудование - станок-качалка (СК), оборудование устья, блок управления; б) подземное оборудование - насосно-компрессорные трубы (НКТ), штанги насосные (ШН), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях. ДИАФРАГМЕННЫЕ НЕФТЯНЫЕ НАСОСЫ ЭДН Также, как и штанговые, относятся к устройствам объемного типа. Основу конструкции такого агрегата составляет специальная диафрагма, предохраняющая добываемую продукцию от попадания в другие части насосного механизма. В состав диафрагменного насоса входит подающая нефть колонна, нагнетательный клапан, осевой канал, винтовая пружина, цилиндр, поршень, опоры, электрический кабель и так далее. ВИНТОВЫЕ ЭЛЕКТРОНАСОСЫ. Установка винтового погружного электронасоса состоит из электродвигателя, гидрозащиты, насоса, кабеля, оборудования устья скважины, автотрансформатора и станции управления. Установка винтового погружного насоса состоит из тех же узлов, что и установка погружного центробежного насоса. Вместо центробежного насоса здесь используется винтовой насос. 40. Понятие о текущем (подземном) ремонте скважин, виды ремонтов. СУТЬ: Текущий ремонт скважин - комплекс работ по проверке, частичной или полной замене подземного оборудования, очистке его, стенок скважины и забоя от различных отложений, а также по осуществлению в скважинах геолого-технических мероприятий по восстановлению и повышению их добывных возможностей. Цель текущего ремонта — устранение различных неполадок и нарушений в режиме эксплуатации скважин и подземного оборудования, а также проведение работ по подготовке к опробованию и освоению новых скважин, полученных после бурения и капитального ремонта. ДОП. ИНФОРМАЦИЯ (ВАЖНО):Виды текущего ремонта скважин и общий характер работ. Планово-предупредительный - текущий ремонт скважин, запланированный заранее, предусмотренный месячными и декадными графиками. Восстановительный - текущий ремонт, вызванный непредвиденным резким ухудшением установленного режима работы скважины или внезапной остановки по различным причинам. К текущему подземному ремонту скважин относят: ликвидацию обрыва или отворота насосных штанг; смену насосно-компрессорных труб или штанг; смену глубинного насоса или ЭЦН; изменение глубины подвески насосного оборудования (ЭЦН, ШГН); замену ПЭД в результате изоляции «О»; замену ЭЦН; замену кабеля; очистку или смену песочного якоря; очистку скважин от песчаных пробок и парафина; удаление со стенок НКТ солей, парафина; подъем и спуск насосного оборудования для проведения в скважине исследовательских работ; подъем НКТ в фонтанных скважинах для очистки от улетевших в них скребков, глубинных манометров, глубинных термометров и т.д. 41.Назначение, устройство, модификации блочных автоматизированных групповых замерных установок (АГЗУ). СУТЬ: Автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) типа «Спутник AM 40-8-400» (40 — максимальное рабочее давление, в кгс/см2, 8 — количество подключаемых скважин, 400 -максимальный измеряемый дебит скважины по жидкости в м3/сут) предназначены для автоматического измерения дебита жидкости добывающих скважин, осуществления контроля за работой скважин по наличию подачи жидкости и блокировки скважин при аварийном состоянии технологического процесса или по команде с диспетчерского пункта. ДОП. ИНФОРМАЦИЯ: В системе сбора нефти и газа, АГЗУ устанавливается непосредственно на месторождении. К АГЗУ по выкидным линиям поступает продукция с нескольких добывающих скважин. К одной установке, в зависимости от её конструкции, может подключаться до 14 скважин. При этом поочередно осуществляется замер дебита жидкости по каждой скважине. На выходе из АГЗУ продукция всех скважин поступает в один трубопровод — «сборный коллектор» и транспортируется на дожимную насосную станцию (ДНС) или непосредственно на объекты подготовки нефти и газа. АГЗУ состоит из двух отдельных блоков: Технологического блока. В технологическом блоке производится измерение дебита скважин. Аппаратурного блока. В аппаратурном блоке расположены приборы и аппаратура управления работой оборудования установки. Установки «Спутник Б40-14-400» дополнительно снабжены насосом-дозатором и емкостью для химических реагентов. Установки дополнительно могут при наличии счетчика газа АГАТ-1 измерять количество отсепарированного газа, а при наличии влагомера определять содержание воды в жидкости, добываемой из скважин. 42.Понятие о капитальном ремонте скважин КРС – комплекс работ по восстановлению трудоспособного состояния скважины (восстановление работоспособности всей скв.) К КРС относят: - ликвидация сложных аварий, связанных с обрывом штанг, труб, кабеля; - исправление нарушений в обсадных колоннах; - изоляция пластовых вод; - работы по вскрытию пласта и освоению скв. в связи с переходом на другой горизонт; - разбуривание второго ствола; - разбуривание плотных соляно-песчаных пробок на забое; - гидравлический разрыв пласта (ГРП); - соляно-кислотные обработки скважин; - термическая обработка забоя скважин; - установка временных колонн-летучек, фильтров, ликвидация прихватов труб, пакеров и снятие обсадной колонны; - операции по ликвидации скважины. 43.Назначение, техническая характеристика и Паропередвижная установка (ППУ) на базе автомобиля предназначена для депарафинизации призабойной зоны скважин, трубопроводов, резервуаров и другого нефтепромыслового оборудования путем обработки паром низкого или высокого давления, а также для обогрева и мойки автотранспортной техники, разогрева промышленного, коммунального, бытового, водяного и газового оборудования. Тех. характеристики ППУ-1600/100: - Производительность по пару 1600 кг/час. - Рабочее давление от 0,6 до 10 МПа. - Максимальная температура пара 310 °C - Топливо для парового котла дизельное - Время работы в автономном режиме при полной заправке цистерны час. 3,5 Агрегат для депарафинизации передвижной модернизированный (АДПМ) предназначен для депарафинизации призабойной зоны скважин горячей нефтью при температуре воздуха от –45 до +40 С. АДП 12/150: - Производительность по нефти, м3/час - Рабочее давление 16 МПа - Температура нагрева нефти 150 °C - Топливо для нагревателя дизельное - Время работы в автономном режиме при полной заправке топливного бака час. 7,5 44.Назначение, устройство и типоразмеры применяемых запорных арматур в системе сбора, транспорта нефти, газа и воды (задвижки, краны, вентили, обратные клапаны) Трубопроводная арматура по эксплуатационному назначению: - запорно-регулирующая (запирает или регулирует поток среды по трубопроводу принудительно с помощью ручного, электрического, механического или пневматического привода); - предохранительная. По способу соединения к трубопроводу: - фланцевая; - муфтовая; - приварная. К запорно-регулирующей арматуре относятся: - задвижки - представляют собой арматурное устройство, имеющее затвор в виде диска, листа или клина, перемещающегося вдоль уплотнительных колец корпуса перпендикулярно оси потока среды (бывают клиновые и параллельные) - вентили - представляют собой клапан, затвор которого перемещается при помощи резьбовой пары - краны – представляют собой устройство с затвором в форме тела вращения, поворачивающимся вокруг своей оси на 90° по отношению к оси движения потока рабочей среды (бывают цилиндрические, шаровые, конусные) Обратные клапаны предназначены для предотвращения обратного потока рабочей среды в трубопроводе (бывают тарельчатыми и игольчатыми, в зависимости от затвора) 45.Назначение, устройство блочных автоматизированных установок типа БР для приготовления и дозирования деэмульгаторов, ингибиторов парафиноотложения и коррозии. Правила обслуживания. Установка БР предназначена для автоматизированного приготовления и дозированного ввода жидких деэмульгаторов и ингибиторов коррозии в трубопровод промысловой системы транспорта и подготовки нефти с целью осуществления внутритрубопроводной деэмульсации нефти, а также с целью защиты трубопроводов и оборудования от коррозии, солей и парафиноотложений, повышения нефтеотдачи пластов. Установка используется на нефтяных промыслах для дозировки жидкостей, образующих с воздухом взрывоопасную смесь. При эксплуатации температура окружающего воздуха: - 40...+ 40 °С. В зависимости от производительности насоса-дозатора установка выпускается в трех исполнениях: БР-2,5М-У1; БР-10-У1; БР-25-У1 (где 2,5;10;25 – производительность насоса дозатора в дм^3/час) Установки БР-2,5М-У1 и БР-10-У1 выполнены в блочном исполнении, все оборудование смонтировано на сварной раме-санях и укрыто теплоизолированной будкой, где для БР-2,5М-У1 находятся технологическая емкость, шестеренный насос РЗ-4,5а, плунжерный дозировочный насос НД-0,5Р-2,5/400, электрообогреватели, вентилятор, запорно-регулирующая арматура, система контроля и управления. Будка герметичной перегородкой разделена на два отсека: отсек технологический и отсек приборный. Технологическую емкость заправляют химическим реагентом или ингибитором коррозии с помощью шестеренного насоса. Внутри технологической емкости установлен электронагреватель мощностью, который поддерживает температуру реагента с целью снижения его вязкости и обеспечения равномерного заполнения цилиндра дозировочного насоса. Сверху емкости предусмотрен смотровой люк, снабженный крышкой. Дозировочный насос непрерывно подает реагент в технологический трубопровод. Установка БР-25-У1 состоит из двух отдельных блоков: блока технологической емкости и блока технологического. За счет дополнительно установленных дозировочного насоса и смесителя она позволяет дозировать как реагент, так и водный раствор реагента 46. Методы повышения нефтеотдачи пластов Ключевые слова: закачка ПАВ, загущенная вода, паротепловые обработки Основная идея: Методами повышения нефтеотдачи, которые большей частью основываются на улучшение моющих и нефтевытесняющих свойств воды, уменьшении вязкости нефти и предупреждении закупоривания пор, можно повысить КИН. Текст: Нефтеотдача увеличивается с помощью создания благоприятных физико-химических условий в пласте. Методы увеличения нефтеотдачи нацелены на достижение следующих эффектов: Улучшение моющих и нефтевытесняющих свойств воды; Уменьшение вязкости нефти в пластовых условиях; Предупреждение закупоривания пор; Гаффиятуллин дал 3 метода Обработка воды ПАВ Это уменьшает поверхностное натяжение на границе нефть-вода, а также улучшает смачиваемость породы водой. Благодаря этому вода лучше впитывается в поры, содержащие нефть, и вытесняет нефть оттуда. Применяют растворы ОП-10, превоцел (0,05%). В результате нефтеотдача повышается на 15-16%. Вытеснение нефти оторочкой загущенной воды Это приводит к увеличению вязкости нефти, в результате чего она движется медленнее и лучше вытесняет нефть. Применяют полиакриламид (ПАА), который хорошо растворяется в воде. Паротепловая обработка Заключается в закачке пара с помощью ППУ в пласт. Волков дал такие методы: Гидродинамическое регулирование (всякие виды заводнения: традиционные и нетрадиционные(импульсные, циклические, чередующиеся)) Физико-химические методы (есть методы, увеличивающие коэф. охвата и коэф. вытеснения. Все они используют ПАВ, полимеры, полимер-дисперсные системы) Физические методы (различные виды ГРП, воздействие физическими полями, горизонтальные технологии бурения) Тепловые методы (паротепловое воздействие, ИДТВ, ИДТВП и другие) 47. Назначение, устройство электровинтового насоса (УЭВН5), типоразмеры и контроль за работой скважин. Ключевые слова: электровинтовой насос Основная идея: Одним из типов насосов является электровинтовой. Это большой винт, который за счет вращения поднимает нефть. Он отличается большим моментом вращения, но небольшим давлением. Текст: Используются винтовые насосные установки с погружным электродвигателем, а также с поверхностным приводом. УЭВН бывают с подачей 16, 25, 63, 100, 200 кубометров в сутки. Их давление бывает от 9 до 12 метров водного столба, а мощность от 5,5 до 32 кВт. Установки погружных винтовых сдвоенных электронасосов типа УЭВН5 предназначены для откачки из нефтяных скважин пластовой жидкости повышенной вязкости (до 1×103 м2/с) температурой 70оС, с содержанием механических примесей не более 0,4 г/л, свободного газа на приеме насоса - не более 50% по объему. 48. Порядок производства ручного замера дебита жидкости счетчиком ТОР-1. Ключевые слова: турбинный счетчик жидкости, ТОР. Основная идея: существует турбинный счетчик жидкости ТОР, который часто применяется в нефтяной промышленности, например, на ГЗУ. Текст: Принцип работы счетчиков основан на преобразовании объема протекающей жидкости в пропорциональное число оборотов турбинки и перерасчета в единицы объема. Счетчик состоит из измерительного узла, датчиков электромагнитных и корпуса. Узел измерительный состоит из турбинки, редуктора, счетного механизма, магнитной муфты, лопатки, обтекателя и экрана. Измерительный узел размещается внутри корпуса счетчика. Крышкака измерительного узла является герметичной перегородкой, отделяющей счетный механизм от рабочей полости корпуса счетчика и крепится к нему с помощью хомутов, которые фиксируются кольцом. Турбинка передает вращательное движение через понижающий редуктор и магнитную муфту на счетный механизм. Обтекатель и экран служат для направления потока жидкости в рабочей полости корпуса. Лопатка, установленная непосредственно перед турбинкой, служит для регулирования положения поля погрешности счетчика. Счетчики монтируются к трубопроводу с помощью быстросъемных хомутов. Они могут быть как с электронным выводом, так и с механическим счетчиком. 49. Основные сведения о системах телемеханики. Измерение дебита по системе телемеханики. Ключевые слова: система телемеханики Основная идея: Системы телемеханики позволяют автоматизировать процесс добычи нефти. Измерение дебита происходит на ГЗУ с помощью установки ТОР. Текст: Система кустовой телемеханики предназначена для получения и передачи на АРМ оператора промысла информации, необходимой для дистанционного управления и контроля удаленными объектами (кустами скважин). Принцип организации: технологические добывающие скважины расположены на большой площади. Группа ближайших скважин объединяется в куст. Для определения количества жидкости, добываемой из нефтяных скважин, и контроля их работы на нефтяных месторождениях применяется групповая замерная установка (ГЗУ). Продукция скважин по трубопроводам, подключенным к ГЗУ, поступает в переключатель скважин многоходовой (ПСМ). При помощи ПСМ продукция одной из скважин направляется в сепаратор, а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод. В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. После чего идет измерение дебите данной скважины с помощью дебитомеров (ТОР) Телемеханизации подлежат скважины, насосы, ГЗУ, ВРП, системы пожарно-охранной сигнализации. Телемеханические системы могут осуществлять измерения параметров, контроль за нормальной работой оборудования, телеуправление оборудованием, сбор, хранение и передачу данных. 50. Назначение насосных штанг, типоразмер и компоновка. Ключевые слова: насосные штанги, размеры насосных штанг, ШГН Основная идея: насосные штанги предназначены для передачи движения от станка качалки к плунжеру глубинного насоса. Бывают разных размеров и длин. Текст: Насосные штанги предназначены для передачи движения от станка качалки к плунжеру глубинного насоса. Их изготавливают диаметром 16, 19, 22, 25 мм. Средняя длина удлиненных насосных штанг составляет 8 или 9 м. Также бывают укороченные штанги для подгонки плунжера в цилиндре насоса. На концах штанги высажены утолщенные головки, на которых имеется резьба и участок с квадратным сечением для захвата ключом. Со станком качалкой колонна штанг соединяется полированным штоком, которые не имеют головок, но имеют резьбу на концах. Длина полированного штока может быть 2600, 4600, 5600 мм, а диаметр составляет 30-35 мм. 51. CO, H2S, O2, CH4. 52. Меры, предпринимаемые при замерзании влаги в трубопроводе. При замерзании влаги в трубопроводе должны быть приняты меры по: наружному осмотру участка трубопровода для того, чтобы убедиться, что трубопровод не поврежден; отключению трубопровода от общей системы. В случае невозможности отключения трубопровода и угрозы аварии необходимо остановить установку и принять меры к разогреву ледяной пробки. 53. Каким образом осуществляется разогрев ледяной пробки в трубопроводе? Разогрев ледяной пробки в трубопроводе должен производиться паром или горячей водой начиная с конца замороженного участка. Запрещается отогревание замерзших спусков (дренажей) трубопроводов, аппаратов при открытой задвижке, а также открытым огнем. 54. Условия опрессовки фонтанной арматуры. Опрессовку фонтанной арматуры в собранном виде до установки на устье следует производить на рабочее давление, предусмотренное паспортом, с выдержкой под внутренним давлением 30 минут, а после установки на устье скважины — на давление опрессовки эксплуатационной колонны. Результаты опрессовки оформляются актом комиссии, в состав которой включается представитель эксплуатирующей организации и противофонтанной службы (противофонтанной военизированной части). 55. Требования к оснащению фонтанной арматуры при выпуске с завода-изготовителя. Фонтанная арматура должна оснащаться предприятием-изготовителем дросселями с ручным, а по требованию заказчика - с дистанционным управлением, запорной арматурой с дистанционным и/или ручным управлением и обеспечивать возможность замены манометров с использованием вентиля с разделителем сред без снижения давления до атмосферного. |