- •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
26. Основные узлы станка- качалки. Маркировка
Станки-качалки (СК)- индивидуальный механический привод ШГН.
Состоят:
Рама изготовлена в виде двух полозьев, соединенных поперечными связями, и крепится к бетонному основанию или свайному полю. Стойка - из профильного проката, четырехногая.
Балансир изготовлен из профильного проката; однобалочной или двухбалочной конструкции.
Опора балансира - ось, оба конца которой установлены в сферических роликоподшипниках. К средней части от квадратного сечения приварена планка, через которую опора балансира соединяется с балансиром.
Траверса- прямая, из профильного проката. С ее помощью балансир соединяется с двумя параллельно работающими шатунами.
Опора траверсы шарнирно соединяет балансир с траверсой. Средняя часть оси установлена в сферическом роликоподшипнике, корпус которого болтами прикреплен к нижней полке балансира.
Шатун- стальная трубная заготовка, на одном конца, на одном конце которой вварена верхняя головка шатуна, а на другом- башмак. Палец верхней головки шатуна шарнирно соединен с траверсой. Палец кривошипа конусной поверхностью вставляется в отверстие кривошипа и затягивается с помощью гаек.
Кривошип- ведущее звено преобразующего механизма СК. В нем предусмотрены отверстия для изменения длины хода устьевого штока. На кривошипе установлены противовесы (кривошипные грузы), которые могут перемещаться.
Редуктор типа Ц2НШ представляет собой совокупность двух пар цилиндрических шевронных зубчатых передач, выполненных с зацеплением Новикова.
Подвеска устьевого штока типа ПСШ состоит из верхней и нижней траверс, двух зажимов каната и зажима устьевого штока.
Штоки сальниковые устьевые предназначены для соединения колонны насосных штанг с канатной подвеской СК.
27. Теоретическая и фактическая подача штангового насоса. Коэффициент подачи
Основная характеристика работы ШГН – подача насоса.
Теоретическую подачу глубинного насоса за один двойной ход плунжера (вверх и вниз) можно определить по формуле:
L- длина хода плунжера, м;
S- площадь поперечного сечения
Qтеор= L*S*n плунжера, м;
n- число качаний балансира в минуту.
Это минутная подача. Длина хода плунжера равна длине хода полированного штока, и учитывая что в сутках 1440 минут, то суточная теоретическая подача:
Qтеор = 1440* L*S*n
В действительности фактическая подача насоса всегда меньше теоретической вследствие утечек жидкости в насосе и через НКТ, а так же поступление газа в цилиндр насоса.
Коэффициент подачи - отношение фактической подачи насоса к теоретической. На практике коэффициент подачи изменяется от 0,1 до 1.