Билеты по ДНГ. Пластовое давление и температура
 Скачать 29.23 Mb.
|
Концевые и гидроциклонные сепараторыЦели:
Центробежные (гидроциклонные) сепараторыСепараторы этого типа широко применяются на «Спутниках» для отделения нефти от газа при измерении их количества по каждой скважине (рисунок 10).  Рисунок 10 Общий вид циклонного двухемкостного сепаратора Принцип работы следующий: ГЖС сначала поступает в гидроциклонную головку 2. За счет центробежной силы нефть отбрасывается на стенки этой головки, а газ сосредотачивается в центре. За счет козырька 1 нефть и газ поступают раздельно. Нефть самотеком по сливной полке 4(12) направляется в нижнюю емкость 14, по сливной полке 12. 7 - жалюзийная кассета; 8 – заслонка; 9 - датчик уровнемера поплавкового типа; 10 – тяги; 13 - успокоитель уровня.
3.Обход кустовой площадки.
Ушибы Ушиб – повреждение тканей и органов без нарушения целости кожных покровов. Признаки – боль, припухлость, гиперемия, ограниченность движений, гематома (синяк). Первая помощь – холод на место ушиба (полотенце, смоченное холодной водой, пузырь со льдом), возвышенное положение поврежденной части тела, наложение давящей повязки. При значительных ушибах наложить шину на поврежденную поверхность. Со второго дня после травмы можно теплые ванны, согревающие компрессы, рассасывающие мази. Растяжения и разрывы связок Клинические признаки при растяжении и разрыве связок сходны с признаками, наблюдаемыми при ушибах. Однако, при повреждении связок характерны более резкая, острая боль в месте прикрепления связок, а также более выраженное нарушение двигательной функции конечности, в области сустава наблюдается припухлость в результате излияния крови в мягкие ткани. Нередко повреждение связок сопровождается деформацией области сустава. Первая помощь – наложить тугую повязку, холод через повязку, покой, можно наложить шины. Вывихи Вывих - стойкое патологическое смещение суставных поверхностей относительно друг друга с повреждением суставной капсулы, а иногда и связочного аппарата. Признаки – сильная боль конечности в покое и движении, вынужденное положение конечности, деформация области сустава, изменена длина конечности. Первая помощь – зафиксировать поврежденную конечность в том положении , какое она приняла в момент травмы, холод на место вывиха, дать обезболивающие. Переломы Переломы – полное нарушение целости кости под действием различных факторов. Делятся переломы на открытые и закрытые. Признаки – укорочение конечности, отек , гематома, деформация конечности, появление патологической подвижности, костный хруст, усиление болей при осевой нагрузке. Первая помощь – при открытых переломах начинают с остановки кровотечения и наложения асептической повязки, дать обезболивающее, наложение шин. Техника наложения шин – шину из жесткого материала нельзя накладывать на голое тело, ее следует проложить ватой, полотенцем или другой тканью. Можно наложить на одежду, чтобы не вызвать дополнительную травму, при открытых переломах одежду следует разрезать по шву. Шину подгоняют по здоровой конечности и прибинтовывают спиральными турами начиная с периферии, при иммобилизации конечности необходимо придать ей физиологическое положение или то положение, какое она получила при травме, при наложении шин следует оставлять открытыми кончики пальцев кисти и стопы. При переломе костей предплечья руку сгибают под прямым углом в локтевом суставе, ладонь обращена к животу, пальцы полусогнуты. Шину накладывают по задненаружной поверхности поврежденной конечности от кисти до верхней трети плеча, фиксируя два сустава – лучезапястный и локтевой вторая шина по внутренней поверхности от кисти до локтевого сустава. При переломе плечевой кости, рука также согнута под прямым углом.В подмышечную впадину необходимо вложить плотный ватно-марлевый валик. Шину накладывают по задненаружной поверхности от кисти до лопатки здоровой конечности, вторая шина по внутренней поверхности от кисти до подмышечной впадины. При переломе ключицы рука согнута под прямым углом и прибинтовывается к телу пострадавшего. При переломе костей голени шину накладывают по наружной поверхности поврежденной конечности от стопы до средней трети бедра, вторую шину по внутренней поверхности от стопы до коленного сустава, фиксируя два сустава голеностопный и коленный сустав. При переломе бедра накладывают шину по боковой поверхности бедра от стопы до подмышечной впадины, вторую шину по внутренней поверхности от стопы до промежности. Для более жесткой фиксации можно наложить третью шину по задней поверхности от лопатки до стопы. При переломах позвоночника необходимо транспортировать лежа на спине, подложив валики около шеи, зафиксировав пострадавшего ремнями в области головы, груди, таза, нижних конечностей. При переломе таза транспортируют лежа на спине в позе «лягушки» ноги согнуты в коленных суставах и раздвинуты. При переломе ребер пострадавшего транспортируют в полусидячем положении, а при открытом переломе ребер когда поражены легкие и воздух со свитом выходит наружу и выделяется кровянистая пена, вначале накладывают асептическую повязку, сверху полиэтиленовый пакет, чтобы не выходил воздух. Билет 13
Агрегат для депарафинизации АДПМ 12/150-У1А  грегат АДПМ предназначен для депарафинизации призабойной зоны скважин горячей нефтью при температуре воздуха от –45 до +40oС.Наличие технологических и вспомогательных трубопроводов дает возможность быстро подключать агрегат к скважине и емкости с нефтью. Агрегат легко запускается в работу, нефть нагревается до установленной температуры за 20 мин. с момента пуска. Применена независима трансмиссия привода основного насоса и топливного насоса с вентилятором, что обеспечивает при необходимости предварительный подогрев котла без запуска нагнетательного насоса. Агрегат выпускается на шасси Урал, КрАЗ, TATRA. Технические характеристики
Нефти разных пластов одного и того же месторождения и тем более разных месторождений могут отличаться друг от друга. Их различия во многом определяются их газосодержанием. Все нефти в пластовых условиях содержат в растворенном (жидком) состоянии газ. Газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефти —это объем газа  растворенного в 1м3 объема пластовой нефти  : (8)Газосодержание обычно выражают в м3/м3 или м3/т. Газосодержание пластовых нефтей может достигать 300 – 500 м3/м3 и более, обычное его значение для большинства нефтей 30 – 100 м3/м3. Вместе с тем известно большое число нефтей с газосодержанием не выше 8 – 10 м3/м3. Растворимость газа — это максимальное количество газа, которое может быть растворено в единице объема пластовой нефти, при определенных давлении и температуре. Газосодержание может быть равным растворимости или меньше ее. Коэффициентом разгазирования нефти называется количество газа, выделяющееся из единицы объема нефти при снижении давления на единицу. Промысловым газовым фактором называется количество добытого газа в м3, приходящееся на 1 м3 (т) дегазированной нефти. Он определяется по данным о добыче нефти и попутного газа за определенный отрезок времени. Различают начальный газовый фактор, обычно определяемый по данным за первый месяц работы скважины, текущий газовый фактор, определяемый по данным за любой промежуточный отрезок времени, и средний газовый фактор, определяемый за период с начала разработки до какой-либо даты. Величина промыслового газового фактора зависит как от газосодержания нефти, так и от условий разработки залежи. Она может меняться в очень широких пределах. Если при разработке в пласте газ не выделяется, то газовый фактор меньше газосодержания пластовой нефти, так как в промысловых условиях полной дегазации нефти не происходит. Давлением насыщения пластовой нефти называется давление, при котором газ начинает выделяться из нее. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, от их состава, от пластовой температуры. В природных условиях давление насыщения может быть равным пластовому давлению или может быть меньше него. В первом случае нефть будет полностью насыщена газом, во втором — недонасыщена. Сжимаемость пластовой нефти обусловливается тем, что, как и все жидкости, нефть обладает упругостью, которая измеряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости)  : , (9)где  — изменение объема нефти;  — исходный объем нефти.  — изменение давления. Размерность — 1/Па, или Па-1.Значение его для большинства пластовых нефтей лежит в диапазоне (1 - 5)*10-3 МПа-1. Сжимаемость нефти наряду со сжимаемостью воды и коллекторов проявляется главным образом при разработке залежей в условиях постоянного снижения пластового давления. Коэффициент сжимаемости характеризует относительное приращение объема нефти при изменении давления на единицу. Коэффициент теплового расширения  показывает, на какую часть первоначального объема  изменяется объем нефти при изменении температуры на 1 °С . (10)Размерность — 1/°С. Для большинства нефтей значения коэффициента теплового расширения колеблются в пределах (1 - 20)*10-4 1/°С.Коэффициент теплового расширения нефти необходимо учитывать при разработке залежи в условиях нестационарного термогидродинамического режима при воздействии на пласт различными холодными или горячими агентами. Его влияние наряду с влиянием других параметров сказывается как на условиях текущей фильтрации нефти, так и на величине конечного коэффициента извлечения нефти. Особенно важную роль коэффициент теплового расширения нефти играет при проектировании тепловых методов воздействия на пласт. Объемный коэффициент пластовой нефти  показывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1 м3 дегазированной нефти: , (11)где  — объем нефти в пластовых условиях;  — объем того же количества нефти после дегазации при атмосферном давлении и t=20°С;  — плотность нефти в пластовых условиях;  — плотность нефти в стандартных условиях.Объем нефти в пластовых условияхувеличивается по сравнению с объемом в нормальных условияхв связи с повышенной температурой и большим количеством газа, растворенного в нефти. Пластовое давление до некоторой степени уменьшает величину объемного коэффициента, но так как сжимаемость нефти весьма мала, давление мало влияет на эту величину. Значения объемного коэффициента всех нефтей больше единицы и иногда достигают 2 - 3. Наиболее характерные величины лежат в пределах 1.2 – 1.8. Пересчетный коэффициент   . (12)Под плотностью пластовой нефти понимается масса нефти, извлеченной из недр с сохранением пластовых условий, в единице объема. Она обычно в 1.2 – 1.8 раза меньше плотности дегазированной нефти, что объясняется увеличением ее объема в пластовых условиях за счет растворенного газа. Известны нефти, плотность которых в пласте составляет всего 0.3 – 0.4 г/см3. Ее значения в пластовых условиях могут достигать 1.0 г/см3. По плотности пластовые нефти делятся на:
Легкие нефти характеризуются высоким газосодержанием, тяжелые — низким. Вязкость пластовой нефти  , определяющая степень ее подвижности в пластовых условиях, также существенно меньше вязкости ее в поверхностных условиях.Это обусловлено повышенными газосодержанием и пластовой температурой. Давление оказывает небольшое влияние на изменение вязкости нефти в области выше давления насыщения. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости дегазированной нефти. Вязкость зависит также от плотности нефти: легкие нефти менее вязкие, чем тяжелые. Вязкость нефти измеряется в мПа×с. По величине вязкости различают нефти:
Вязкость нефти — очень важный параметр, от которого существенно зависят эффективность процесса разработки и конечный коэффициент извлечения нефти. Соотношение вязкостей нефти и воды — показатель, характеризующий темпы обводнения скважин. Чем выше это соотношение, тем хуже условия извлечения нефти из залежи с применением различных видов заводнения. Физические свойства пластовых нефтей исследуют в специальных лабораториях по глубинным пробам, отобранным из скважин герметичными пробоотборниками. Плотность и вязкость находят при постоянном давлении, равном начальному пластовому. Остальные характеристики определяют при начальном пластовом и при постепенно снижающемся давлении. В итоге строят графики изменения различных коэффициентов в зависимости от давления, а иногда и от температуры. Эти графики и используются при решении геологопромысловых задач. Нефтегазоносный пласт определяется не только породами, содержащими нефть или газ, но и самими насыщающими их фазами. Нефть и газ по химическому составу являются очень сложными углеводородами, находящимися при повышенных пластовом давлении и температуре. При извлечении углеводородов на поверхность давление и температура пластовой смеси уменьшаются. Состояние смеси углеводородов на поверхности зависит от состава углеводородов, добываемых из скважины, и от давления и температуры, при которых они извлекаются. Углеводороды, остающиеся в пласте на любой стадии его истощения, претерпевают физические изменения, так как пластовое давление по мере отбора из пласта нефти или газа уменьшается. Отсюда возникает необходимость изучения физических свойств углеводородов, находящихся в природных условиях, и особенно изменений этих свойств в зависимости от давления и температуры. Знание физических закономерностей дает возможность оценить количество полученных газа и жидкости, приведенных к стандартным условиям, при добыче на поверхность единицы объема пластовой жидкости. Из-за сложности природных углеводородных смесей очень часто приходится пользоваться эмпирическими данными, полученными в результате лабораторных исследований. Химический состав углеводородных газов может быть легко определен до гептанов. Химический состав сырой нефти оценить труднее, так как она состоит в основном из более тяжелых углеводородов, чем гептаны. Помимо свойств углеводородов, представляют интерес также свойства воды, каким-либо образом связанной с продуктивным пластом, так как вода занимает часть пространства пласта, создает энергию для добычи нефти, а также может добываться вместе с нефтью и газом. Содержимое продуктивных пластов в основном находится в состоянии газа, пара или жидкости. Однако эти термины передают сущность состояния только при определенных давлениях и температурах. Вещество в зависимости от давления и температуры, при которых оно находится, может существовать в газообразном или жидком состоянии. Понятие пар определяется как газообразное состояние любого вещества, которое при обычных условиях является жидкостью или твердым телом. Под обычными условиями Углеводородные системы, как и другие системы, могут быть гомогенными или гетерогенными. В гомогенной системе все ее части имеют одинаковые физические и химические свойства. Для гетерогейной системы физические и химические свойства в разных точках различны. Гетерогенные системы состоят из фаз. «фаза» — это «определенная часть системы, которая является гомогенной и физически отделена от других фаз отчетливыми границами». Например, в гетерогенной системе одновременно содержатся лед, вода и водяной пар. Степень дисперсности не определяет количества фаз. В приведенном примере лед независимо от того, существует он в виде одного куска или раздроблен на несколько частей, является одной фазой. 1.2.1. ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ ФИЗИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ НЕФТИ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ УСЛОВИЯХ В ЗАЛЕЖИ Углеводороды в зависимости от их состава, давления и температуры могут находиться в залежи в различных состояниях - газообразном, жидком или в виде газожидкостных смесей. Газ расположен в виде газовой шапки в повышенной части структуры. При этом часть жидких углеводородов нефти в виде паров содержится и в газовой фазе. Под высоким давлением в пласте плотность газа приближаете плотности легких углеводородных жидкостей. В таких условиях некоторое количество тяжелых углеводородов растворяется в сжатом газе, В результате нефть иногда оказывается в значительной степени растворенной в сжатом газе. Если количество газа в залежи по сравнению с объемом нефти незначительно, а давление достаточно высокие, то газ полностью растворяется в нефти и тогда газонефтяная смесь залегает в однофазном (жидком) состоянии. Поэтому в зависимости от условий залегания и количественного соотношения нефти и газа нефтяные залежи подразделяются на: 1) газонефтяные (с большой газовой шапкой и нефтяной оторочкой); 4) нефтяные (с различным содержанием нефтяного газа). | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
роверить, привести в порядок и надеть спецодежду, спец. обувь, каску и диэлектрические перчатки. При себе нужно иметь удостоверение о проверке знаний по промышленной безопасности и охране труда.
ри осмотре кустовой площадке проверить: Наличие аншлага при въезде на кустовую площадку. 
роверить наличие сплошного обвалования по всему периметру куста. 
роверить наличие двух подъездных путей. 
роверить отсутствие на территории кустовой площадки замазученности, металлолома, посторонних предметов, бытового мусора, сухой травы и кустарника.
роверить наличие и исправность заземления оборудования. 
роводник не должен иметь обрыва. Проводники подбираются таким образом, чтобы сопротивление между заземляемой частью и контуром заземления было не более 4 (Ом). В качестве заземляющих проводников может применяться сталь круглая, полосовая, угловая или другого профиля.
Проверить и производить снятие контрольных параметров с «СУ» ШГС-5; REDA; ЭЛЕКТОН; БОРЕЦ и др.
роверить наличие переходных лестниц, площадок для обслуживания скважин.
роверить прокладку бронированного кабеля на эстакаде.
а запорной арматуре наносятся стрелки направления открытия - закрытия.
роверить 
роверить отсутствие пропусков и замазученности во фланцевых соединениях.
роверить свободный конец брони кабеля.
роверить исправность фундамента станка качалки (СК). 
роизвести осмотр наличия и надежности крепежа составных частей.
роверить исправность заземления.
римечание: Техническая колонна должна быть связана с рамой станка- качалки не менее чем двумя заземляющими стальными проводниками, приваренными в разных местах к кондуктору и раме. Станция управления и площадка обслуживания электродвигателя и тормоза должны быть заземлены. 
роверить исправность защитных ограждений, маршевых лестниц и рабочих площадок. 
аршевые лестницы должны иметь уклон не более 50 градусов, ширина лестниц должна быть не менее 65 (см). Расстояние между лестницами по высоте должно быть не более 25 (см) ступени должны иметь уклон вовнутрь 2 - 5 градусов. С обеих сторон ступени должны иметь боковые планки или бортовую обшивку шириной не менее 15 (см), исключающую возможность проскальзывания ног человека. Лестница должна быть оборудована с двух сторон перилами высотой 1(м). Рабочие площадки на высоте должны иметь настил, выполненный из металлических листов с поверхностью, исключающей возможность скольжения, перила высотой 1025(мм) с продольными планками, расположенными на расстоянии не более 40 (см) друг от друга, и борт высотой не менее15 (см), образующий с настилом зазор не более 1 (см) для стока жидкости. В зимнее время года маршевые лестницы и площадки необходимо очищать от снега и ото льда. 
римечание: Правильность установленного уравновешивания можно проверить по амперметру станции управления, показывающему максимальный расходуемый ток при ходе балансира вверх и вниз, значение которого должно быть приблизительно одинаковым (±10%).
езкие колебания нагрузок приведут к ускоренному износу всех узлов станка и создадут ненормальный режим работы электродвигателя.
роверить герметичность устьевого сальника. 
ровести внешний осмотр АГЗУ.
ровести внутренний осмотр АГЗУ.
ровести внешний осмотр БГ
ровести внутренний осмотр БГ
мПа × с;
мПа × с;
мПа× с;
мПа× с.