- •1. Теории происхождения нефти и газа.
- •2. Исследование скважин.
- •3)Понятия по системе сбора и транспортировке скважин.
- •4)Назначение агзу, спутника.
- •5)Понятия о производственном травматизме и профзаболеваниях.
- •6)Залегание нефти в земной коре.
- •7)Оборудование устьев фонтанных скважин.
- •8)Устройство и принцип действия не вставного трубного насоса.
- •9)Устройство и назначение замерного сепаратора.
- •10)Оказание первой медицинской помощи.
- •11)Нефтяные коллекторы.
- •12)Динамический и статический уровни. Определение уровня.
- •13)Способы борьбы с отложением парафина.
- •14)Назначение и принцип работы псм (паук).
- •16)Разведка нефтяных и газовых месторождений.
- •17)Конструирование и принцип действие станка качалки.
- •18)Понятие газового фактора.
- •19)Назначение устройства и принцип работы электроконтактного манометра.
- •20)Первая помощь при поражении током.
- •21)Коэффициент нефтеотдачи. Методы его повышения.
- •22)Система сбора промыслового газа.
- •23)Виды подземного ремонта скважин.
- •24)Назначение ппд, виды, методы.
- •25)Основные требования пожарной безопасности.
- •26)Режим работы нефтяной залежи.
- •27)Устройство и принцип действия вставного насоса.
- •28)Коррозия нефтепромыслового оборудования.
- •29)Назначение станций управления электропогружной установки.
- •30)Меры безопасности при работах в колодцах, траншеях, ёмкостях.
- •31)Технологические, геологические, экономические факторы выбора режима эксплуатации месторождений.
- •32)Дозировочные установки для подачи химических реагентов. Устройство и обслуживание.
- •33)Промывка и глушение скважин. Назначение и виды промывки.
- •34)Назначение и принцип работы установки подготовки нефти и газа.
- •35)Требования безопасности при обслуживании агзу “Спутник”.
- •36)Методы регулирования режима работы скважин.
- •37)Устройство и назначение уэцн.
- •38)Термические и химические методы обработки скважин.
- •39)Понятия “авария, инцидент”.
- •40)Требования к ограждениям движущихся частей.
- •41)Перфорация скважин. Суть.
- •42)Способы борьбы с аспо и применяемое оборудование.
- •43) Изменение длины хода станка- качалки.
- •44)Назначение и устройство предохранительных клапанов.
- •45) Требования к инструментам при работе в загазованной среде.
- •46)Конструкция скважины.
- •47)Кинематическая схема станка качалки.
- •48)Виды кислотных обработок.
- •49)Подбор, установка и проверка манометров, требование.
- •50)Индивидуальные средства защиты от поражения током.
- •51)Эксплуатация скважины свабированием.
- •52)Запорная арматура.
- •53)Правила разборки и сборки сус – 2 при замене сальниковых
- •54)Средства автоматики оборудованных шгн.
- •55)Требования безопасности при проведении ппр на ск.
- •56) Физические свойства пластовых вод.
- •57)Нефтепромысловые трубопроводы. Характеристика, эксплуатация.
- •58) Обработка скважин пав.
- •59) Химические реагенты применяемые на промыслах.
- •60)Правила работы на высоте.
- •61)Компрессорная эксплуатация скважин.
- •62)Физико-химические свойства нефти. Вязкость и плотность.
- •63)Наземные и подземные оборудования скважин. Уэцн.
- •64)Ликвидация отказов и аварий на промысловых трубопроводах.
- •67)Коэффициент подачи насоса шгн.
- •68)Испытание трубопроводов и запорной арматуры.
- •69)Способы исследования скважин.
- •70)Заземление узлов ск.
- •71)Условие притока жидкости в скважину.
- •72)Принципиальная схема работы глубинно насосных установок.
- •73)Обслуживание и ремонт скн (нормального ряда).
- •74)Межремонтный период работ скважин (мрп).
- •75)Средства индивидуальной защиты органов дыхания (сизод).
- •76)Классификация скважин по назначению.
- •77)Правила пуска и остановки станка – качалки.
- •82)Трубопроводная арматура. Виды, назначение и выбор применяемой арматуры. (см.52).
- •83)Очистка скважин от песчаных пробок. Прямая и обратная промывка. Комбинированная промывка.
- •84)Физико – химические свойства нефти и пластовой воды.
- •85)Виды инструктажей. Периодичность проведения.
- •86)Запасы нефти и газа. Начальные и извлекаемые запасы.
- •87)Оборудование устьев глубинно – насосных скважин.
- •88)Техническое обслуживание и ремонт трубопроводов.
- •89)Понятие о неорганических солях.
- •90)Кто допускается к работам на месторождениях, содержащих н2s.
- •91)Основные параметры нефтяной скважины.
- •92)Устройство резервуаров и технологических ёмкостей для сбора нефти и газа.
- •93)Расследование отказов и повреждений промысловых трубопроводов.
- •94)Режимы эксплуатации скважин.
- •95)Требования безопасности при обслуживании и обходе нефтепроводов.
- •96)Виды обработок пзс.
- •97)Приборы для измерения уровня жидкости в скважине.
- •98)Залегание нефти в земной коре. Структурные формы.
- •99)Переходы трубопроводов через железные и авто дороги.
- •100)Меры безопасности при эксплуатации скважин, эксплуатируемых эцн.
42)Способы борьбы с аспо и применяемое оборудование.
АСПО (Асфальтосмолистое парафиновое отложение) использует следующие методы: 1) обработка растворителями; 2)тепловые методы; 3)механические.
1)Механические в основном для борьбы с отложениями парафина на стенках НКТ. Скребки на скребковой проволоке в скважинах фонтанных и ЭЦН. В скважинах с ШГН скребки прикрепляются к штангам (расстояние между скребками меньше длины хода плунжера) и на устье устанавливается штанговращатель , при помощи которого за 20- 22 хода плунжера происходит 1 оборот штанги.
2) Термические методы (тепловое воздействие) – электрообогреватели, термохимический .
На расчетную глубину в специальном контейнере спускают магниевую стружку. Затем туда подается соляная кислота, происходит реакция окисления магнитной стружки.
Обработка разогретой нефти при помощи АДПМ. Берут нефть из скважины или обезвоженную нефть разогревают до 80 – 1200С и закачивают в за трубное пространство скважины. Парафин расплавляется при температуре 600С и выше.
1)Обработка растворителями. Используют 2 способа: 1. Периодическая обработка путем закачки растворителя в за трубное пространство от 120л на скважину и циркуляция этого растворителя – 1,2 цикла.
2) Постоянная дозированная подача растворителя в межтрубное пространство.
При обработке растворителями запрещается одновременная обработка нескольких скважин, т.к. поступление большого количества растворителя и растворенных отложений может привести срыву работы технологических аппаратов нефтесборного пункта. Обработка трубопроводов т ак же есть способ постоянной дозированной добычи реагентов. Трубопровод заполняют растворителем и оставляют на реагирование, на определенное время реагирования( до 24 ч).
43) Изменение длины хода станка- качалки.
Изменение производится звеном в составе не менее 2-х человек.
Порядок действий: на станции управления переводят на ручной режим. Останавливают станок- качалку. В верхнем положении головки- балансира затормаживают редуктор. На полировочный шток устанавливают штанго – держатель (без сухарей).
Растормаживают редуктор, включают двигатель и останавливают в горизонтальном положении балансира. Штанги зависают в штанго- держателе. Затормаживают редуктор. По очереди открепляют шатуны и переставляют их на кривошипе. После перестановки шатунов редуктор растормаживают. Включают станок и останавливают в верхнем положении балансира, затормаживают и снимают штанго – держатель. Включают станок качалку, прослушивают. При наличии стуков, если при ходе в низ- приподнимают колонку штанг.
44)Назначение и устройство предохранительных клапанов.
Предохранительные клапана предназначены для автоматического выброса газа (пара, жидкости, воздуха) при повышении давления в технологическом аппарате или трубопроводе.
Состав: корпус, седло, клапан, шток, пружина, стабилизатор.
Требования: предохранительный клапан должен иметь паспорт; идентификационный номер; пломбу, на которой указывается дата проведения тарировки; на фланце клапана выбивается заводской номер, рабочее давление. Если рабочее давление 3 атм. Тарировка 0,5атм; от 3 – 60 атм. – на 15% выше расчетного давления; свыше 60 атм. – на 10% выше рабочего. Тарировка проводится специальной службой. Предохранительные клапаны , установленные на аппаратах и трубопроводах проверяют зимой каждый день, летом 1 раз в неделю. Сроки тарировки: на воздушных линиях - 1 раз в 4 года; на нефти- 1 - 2 года; на газу- 1 раз в 6 месяцев.
Обслуживающий персонал: лицо, ответственное за исправное состояние и безопасные действия назначаются из числа мастеров; лицо, ответственное за осуществление производственного контроля и соблюдением требований промышленной безопасности при эксплуатации сосудов