- •Пластовое давление
- •3.Наземное и подземное оборудование скважин, оборудованных уэцн
- •Погружные двигатели
- •Гидрозащита погружных электродвигателей
- •Устройства комплектные серии шгс 5805
- •Подбор уэцн к скважине
- •4.Противопожарные мероприятия на территории кустовой площадки. Первичные средства пожаротушения, правила их применения.
- •Систему предотвращения пожара составляет комплекс оргмероприятий и технических средств, направленных на исключение возможности возникновения пожара.
- •Система сбора и подготовки нефти и газа
- •2.Физико-химические свойства нефти, газа и конденсата.
- •Газоопасные работы Общие положения
- •Подготовительные работы
- •Проведение газоопасных работ
- •5.Оказание доврачебной помощи пострадавшему при поражении электрическим током.
- •Коллекторские свойства горных пород
- •2.Станок-качалка; назначение, основные узлы.
- •3.Запорная арматура. Устьевое оборудование уэцн и шсну.
- •Устьевая фонтанная арматура
- •4. Подбор манометра и требования к его установке и эксплуатации.
- •5.Основные требования правил техники безопасности при обслуживании сосудов, работающих под давлением.
- •1.Вставные и невставные скважинные насосы. Устройство и область применения. Преимущества и недостатки
- •К погружному оборудованию, скважины с шгну относят:
- •3.Ручной замер дебита вАгзу.
- •4.Требования безопасности при обслуживании групповой замерной установки типа «Спутник».
- •5.Средства индивидуальной защиты: назначение и применение, сроки испытания.
- •2.Кумулятивная перфорацияскважин. Осуществляется стреляющими перфораторами, не имеющими пуль или снарядов.
- •3.Влияние парафина и песка на работу глубинных насосов. Мероприятия по предотвращению отложений парафина и песка
- •4.Капитальный ремонт скважин (крс) и текущий ремонт скважин (трс); назначение.
- •Подготовительные работы к текущему ремонту скважин
- •5.Требования безопасности при работе с переносным электроинструментом. Требования, предъявляемые к заземлению электроустановок.
- •2.Сверлящая перфорация.
- •3.Режимы работы нефтегазоносных пластов.
- •3.2.1 Водонапорный режим
- •4.Требования безопасности при проведении грузоподъемных работ.
- •5.Оказание доврачебной помощи пострадавшему при кровотечениях.
- •1. Классификация скважин.
- •Оценочные скважины
- •1. Свойства пластовых вод.
- •2.Запорная арматура. Устьевое оборудование уэцн и шсну
- •3.Гидропескоструйная перфорация.См.Физика пласта2.
- •4.Требования безопасности при пуске, эксплуатации и остановке станка качалки.
- •5.Оказание доврачебной помощи пострадавшему при обморожениях.
- •3.4.3 Методы повышения нефтеотдачи и газоотдачи пластов
- •Технические характеристики
- •1. По назначению:
- •1. Количеством капельной жидкости уносимой потоком газа из секции 4.
- •1. Минимальным диаметром капель жидкости, задерживаемых в сепараторе;
- •2. Максимальной допускаемой средней скоростью газового потока в свободном сечении сепаратора.
- •3. Временем пребывания жидкости в сепараторе, за которое происходит максимальное выделение газа.
- •Сепаратор трехфазный
- •Концевые и гидроциклонные сепараторы Цели:
- •Центробежные (гидроциклонные) сепараторы
- •Агрегат для депарафинизации адпм 12/150-у1
- •1.2.1. Физические свойства нефти физическое состояние нефти при различных условиях в залежи
- •Состав и классификация нефтей
- •Растворимость газов в нефти и воде
- •Давление насыщения нефти газом
- •Сжимаемость нефти. Объемный коэффициент
- •Плотность пластовой нефти
- •Вязкость пластовой нефти
- •3.Подготовка и проведение ги в агзу. Подготовка агзу к гидроиспытанию
- •4. Требования безопасности при работе с ппу.
- •Средства измерений
- •Выбор средства измерений
- •Порядок ремонта, поверки и калибровки средств измерений
- •Приборы для измерения давления Классификация приборов
- •3.Снятие контрольных параметров скважин,оборудованных уэцн.
- •Проведение газоопасных работ
3.Ручной замер дебита вАгзу.
Схема измерения дебита скважины на групповой установке показана на рис. 1.
Продукция скважин по сборным коллекторам (11), через обратные клапана (11) и линии задвижек (18) поступает в переключатель (1) ПСМ (переключатель скважин многоходовой). При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется через задвижку (28) в сепаратор (5), а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод (12) через задвижку (23).
В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке (17), поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора.
С помощью регулятора расхода (6) и заслонки (17), соединенной с поплавковым уровнемером (2), обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями. Регулятор расхода РР соединен двумя импульсными трубками с сосудом и линией после заслонки (17). При перепаде давления РР обеспечивает выход жидкости из сосуда (5) через счетчик ТОР в общий трубопровод. Из общего трубопровода жидкость движется на ДНС или УПСВ. Для предотвращения превышения давления в сосуде (5) на нем установлен предохранительный клапан СППК (4). СППК срабатывает при давлении в сосуде выше допустимого и жидкость из сосуда (5) поступает в дренажную линию. Он тарируется не реже чем 1 раз в год (давление тарировки Р тар=Р раб.сосуда * 1~1.25).
Счетчик ТОР выдает на блок управления и индикации (БУИ) или пункт контроля и управления импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения.
Управление переключателем скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики, через КП. При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода (3) и в системе гидравлического управления ГП повышается давление. Привод переключателя ПСМ, под воздействием давления гидропривода ГП, перемещает поворотный патрубок переключателя и на замер подключается следующая скважина.
Длительность измерения определяется установкой реле времени в режиме местной автоматики. Время измерения определяется руководством промысла в зависимости от дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др. Если ЗУ оборудованы системой телемеханики, время замеров выставляется с диспетчерского пульта промысла.
Замерные установки оборудованы электрическим освещением, обогревателями и принудительной вентиляцией. Помещение БУИ или ПКУ имеет естественную вентиляцию и электрические обогреватели.
Все оборудование смонтировано на металлическом основании. На основании, по периметру рамы, крепятся панели укрытия. Внутренняя полость панелей заполняется теплоизоляционным материалом и обшивается металлическими листами.
Для измерения количества продукции малодебитных скважин находят применение: установки типа БИУС-40; «Спутник АМК-40-8-7,5; АСМА; АСМА‑СП‑40-8-20; АСМА-Т; Микрон» и др.
Установки типа БИУС-40 (рис. 2) разработаны в четырех модификациях БИУС-40-50, БИУС-40-2-100, БИУС-40-3-100 и БИУС-40-4-100 для подключения собственно одной, двух, трех и четырех скважин.
В тексте приняты следующие обозначения:
АПВ - автоматическое повторное включение;
ПЭД - погружной электродвигатель;
ТМПН - повышающий трансформатор;
МТЗ - максимальная токовая защита;
ТМС - термоманометрическая система.
Технология замера дебита скважины в АГЗУ
2
Осуществить расчет дебита переведя в суточную добычу скважины.