- •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.
67)Коэффициент подачи насоса шгн.
КПН – отношение производительности насоса к фактической. Альфа = Qфакт./Qтеор.
Qтеор.= 1440*n*s, n – число качаний в минуту. S – диаметр насоса. Альфа = 0,6 -0,8 (0,7 норм.)
S = l*d, l – длина хода.
68)Испытание трубопроводов и запорной арматуры.
69)Способы исследования скважин.
Исследование скважин проводится с целью определения так называемых добывных возможностей скважины. Определение возможного притока посторонних вод и в других целях. Наиболее частые проводимые исследования: замеры стистического и динамического уровней; замеры электрического сопротивления; запись КВД – кривая восстановления давления; отбор глубинных руд; в нагнетательных скважинах, а так же для определения состояния колонн эксплуатационных скважин и др. Исследование производится звеньями, которые спускают свои приборы при помощи лебёдок на скребковой проволоке. По результатам исследования могут изменять подземное оборудование, изменять способ эксплуатации, так же запланировать и провести подземные ремонты или геологотехнические мероприятия.
70)Заземление узлов ск.
Заземление СК осуществляется двумя заземлителями сечением 48 мм., заглублёнными на глубину 0,5 метра и приваренных к кондуктору. В качестве заземлителя можно использовать полосы. Нельзя использовать канат, трос.
71)Условие притока жидкости в скважину.
Основным условием притока жидкости в скважину является депрессия. Здесь следует использовать формулу Дарси Q=kF(P1-P2)/ µL.
72)Принципиальная схема работы глубинно насосных установок.
Глубинный насос представляет собой цилиндр с всасывающим клапаном. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается и жидкость находящаяся внутри через нагнетательные клапана перетекает в пространство над плунжером. При ходе плунжера вверх всасывающие клапана открыты. Плунжерные глубинные насосы бывают трубные и вставные. Вставные спускают в скважину на штангах и подвешивают под колонной НКТ на замковой опоре. Достоинством вставного насоса является возможность замены его без поднятия труб. Без балансирные СК – это станки где движение штангам передаётся через канат, через ролик, который с одной стороны подсоединён к полировочному штоку, а с другой к перемещаемомуся грузу. В настоящее время такие станки не получили широкого применения. Недостатком является недолговечность, а так же необходимость перемещать от устья при проведении подземного ремонта.
73)Обслуживание и ремонт скн (нормального ряда).
Смотри (вопрос 51).
Обслуживание СК осуществляется специализированной бригадой под руководством механика. А операторы: проверяют и доливают масло, меняют ремни, набивают сальник, а остальные работы по ремонту выполняет специализированное звено.
74)Межремонтный период работ скважин (мрп).
МРП – зависит от: 1)качества оборудования; 2)качества обслуживания; 3)качества ремонта; 4)соответствие подземного оборудования, горногеологическим условиям скважины; 5)состава добываемой жидкости. Виды флюидов, наличие примесей, АСПО, сернистых соединений и др. Если МРП скважин, оборудованных ЭЦН достигает 700 – 750 суток (по Башкирии), (в Америке 2000 суток), то ШГН – от 100 до 400 суток (проведение ГТН не относится к ремонту скважин, то есть не отражается в МРП).