- •1. Задачи нефтепромыслового хозяйства.
- •2. Исходные данные для составления проекта обустройства нефт. Месторождения.
- •3. Основные требования предъявляемые при проектировании системы отбора нефти.
- •4. Система сбора Вараняна-Визирова.
- •5. Грозненская система сбора.
- •6. Система сбора Гипровостокнефть.
- •7. Однотрубная герметизированная система сбора.
- •8. Технологические методы сбора нефти с морских месторождений.
- •9. Учёт продукции скважин.
- •10. Определение содержания воды, солей и механических примесей.
- •11. Учёт товарной нефти. Отбор проб.
- •12. Компоненты нефти. Их физические свойства.
- •13. Кажущаяся относительная молекулярная масса промыслового газа.
- •14. Газовый фактор. Сепарация газа.
- •15. Назначение, конструкция и классификация сепараторов.
- •16. Уравнение сепарации по газу.
- •17. Пропускная способность сепараторов по жидкости.
- •19. Пропускная способность сепаратора по газу.
- •20. Расчёт сепараторов на прочность.
- •21. Внутрипромысловые трубопроводы. Классификация.
- •22. Сортамент труб.
- •23 Гидравлические расчёты потерь давления в трубопроводах.
- •24 Гидравлический уклон
- •25. Гидравлический расчет газопроводов.
- •26. Расчет трубопроводов на прочность.
- •27 Определение радиусов упорного изгиба трубопроводов
- •28. Реологические свойства нефти.
- •29. Физическая сущность явлений, происходящих при движении газожидкостных смесей в трубах.
- •30. Образование углеводородных, водных и гидратных пробок в газопроводах. Методы борьбы с ними.
- •31. Нефтяные эмульсии. Их классификация.
- •32. Роль естественных эмульгаторов и пав в образовании нефтяных эмульсий.
- •33. Способы разрушения нефтяных эмульсий.
- •34. Предварительная подготовка нефти.
- •35 Оборудование для обезвоживания и обессоливания и отделение газа от механических примесей из нефти.
- •36 Отстойники горячей воды
- •37. Электродегидраторы.
- •38. Очистка нефти от пластовой воды. Способы.
- •39. Требования, предъявляемые к пластовым водам.
- •40. Оборудование для очистки сточных вод.
- •41. Гидроциклоны для очистки сточных вод.
- •42. Водозаборы.
- •43. Водоочистные станции.
- •44. Осветители, фильтры.
- •45 Очистка нефтепроводов
- •46. Коррозия трубопроводов
- •47 Катодная, протекторная защита.
- •48 Установка подготовки сточной воды
- •49. Установка комплексной подготовки нефти.
- •50. Установка групповая замерная типа «Спутник»
- •51. Фильтрационные установки для очистки сточных вод
- •52. Кнс
- •53. Агзу - автоматизированные групповые замерные установки.
- •54. Нефтяные резервуары
9. Учёт продукции скважин.
Измерение – важный фактор при анализе разработки нефтяного месторождения и необходим для установления оптимального режима работы скважины, суммарного учёта извлекаемых НГиВ по месторождению, расчёт типоразмеров и количества используемого оборудования на УПН. Также при анализе темпов изменения обводнённости нефти и газового фактора.
В настоящее время широко применяются блочные автоматизированные замерные установки для:
измерения и регистрации суточных дебитов скважин по смеси, расходов жидкости и газа, а также учет отдельных расходов воды;
для автоматического вычисления суммарного дебита всех скважин, подключённых к установке;
для автоматизированной блокировки промысловых сборных коллекторов при достижении в них аварийных давлений;
для выдачи по вызову экспресс-информации о дебите скважин.
Такие установки получили название спутник. Жидкость любой скважины направляется в многоходовой переключатель скважин (ПСМ), а затем в сепаратор. На выходе газа из сепаратора установлен регулятор перепада давления, поддерживающий постоянный перепад между сепаратором и расходомером газа. Работа по движению через расходомер совершается через золотники. Для определения обводнённости установлен влагомер. Расход чистой нефти определяется при прохождении нефти через счётчик ТОР-1. При этом учитывается обводнённость нефти.
Измерение расхода газа и жидкости в трубопроводе происходит при помощи трубчатого расходомера.
10. Определение содержания воды, солей и механических примесей.
Определение количества воды в нефти производят при помощи прибора Дина-Старка с большой точностью, но этот прибор не позволяет вести непрерывный контроль. Влагомер основан на измерении ёмкости конденсатора, образованного двумя электролитами, опущенными в исследуемую водяную смесь. Большая диэлектрическая проницаемость нефти и воды. Данные записываются на ленточную диаграмму. (УВН-1, УВН-2).
При определении количества механических примесей используют массовый метод. Пробу разбавляют бензином, фильтруют осадок, затем снова промывают и фильтруют, высушивают в шкафу при определённой температуре и твёрдый осадок извлекают из шкафа и взвешивают.
Количество солей определяют лабораторным методом, при помощи ЛАС-1. Навеску пробы нефти растворяют в растворителе и измеряют электрическую проводимость на переменном токе. Существует также автоматический анализатор солей – ИОН-П2 с диапазоном замера от 0 до 50 мг/м3, а также с диапазоном от 40 до 500 и от 400 до 5000 мг/м3.
11. Учёт товарной нефти. Отбор проб.
Автоматизированные установки Рубин-2 предназначены для поточного измерения количества и качества товарной нефти, автоматического возврата неконденсированной нефти на повторную подготовку, отбора средней пробы прокачиваемой нефти.
Установка состоит из 3 блоков. Блока контроля качества, блока измерения и блока управления. Нефть насосом забирается из резервуара и подаётся в блок качества, где расположены влагомер и электрометрический анализатор солей. Далее нефть проходит через буферную ёмкость фильтр, радиоизотопный плотномер, турбинный расходомер Норд, термометр сопротивления.
Сигналы с магнитоиндукционного датчика и термометра обрабатываются и в счётное устройство вводится температурная поправка для приведения измеренного объёма товарной нефти к температуре 20С. Получившийся объём умножается на плотность нефти, а масса фиксируется.