- •1.Понятие нефти ,физические и химические свойства нефти .Понятие разработка месторождения.
- •2 .Порядок приемки скважин оборудованных ушгн, после подземного ремонта.
- •4. Действия персонала при полном отключении электрической энергии на кустовой площадке. Первая помощь при тепловом и солнечных ударах.
- •2.Работы относящийся к крс и трс
- •3. Станции управления электроцентробежными и штанговыми насосами»
- •4.Требования охраны труда при обслуживании скважин. Как следует открывать и закрывать запорную арматуру ,
- •1. Методы борьбы с отложениями аспо. Горячая обработка скважин —техника и технология проведения, расчет объема. Необходимого для полного выноса аспо из скважины.
- •3. Перечислить затраты на добычу нефти, зависящие от бригады добычи нефти и газа.
- •4. Документы, оформляемые при проведении газоопасных работ, первая помощь при химическом ожоге глаз.
- •1. Вывод скважин на режим, технология проведения, состав бригады внр, функция каждого члена бригады.
- •3. Какие осложняющие факторы влияют на освоение скважины при выводе на режим.
- •4. Токсические свойства нефти и газа. Допустимые концентрации сероводорода, метана, паров бензина в воздухе. Первая помощь при отравлении газом.
- •1. Динамометрирование ушгн, расшифровка теоретической динамограммы нормальной работы насоса
- •2. Схема водоснабжения системы поддержания пластового давления. Виды агента для закачки. Требования к качеству подготовки воды для закачки.
- •3. Какие статьи расходов включаются в себестоимость добычи нефти.
- •4. Требования промышленной безопасности к маршевым лестницам, требования промышленной безопасности к объектам, для обслуживания которых требуется подъём персонала на высоту более 0,75 м.
- •4. Действия персонала при возгорании на кустовой площадке скважин. Первая помощь при ожоге.
- •1. Порядок определения причины снижения дебита скважины, оборудованной уэцн.
- •2. Методы борьбы с солеотложениями на рабочих органах уэцн, ушгн
- •3. Оборудование для нагнетания и схема нагнетания воды в пласт. Параметры работы нагнетательных скважин. Цель и способы регулирования объемов закачки воды в пласт.
- •1. Методы борьбы с отложениями парафина
- •2. Схема сбора нефти и газа на промысле. Основные элементы днс и их назначение.
- •3. Действия оператора днг при проверках бригад текущего и капитального ремонта скважин.
- •4. Первая помощь при поражении электрическим током, способы и требования к заземлению электроустановок.
- •1. Определение времени до появления подачи уэцн, шгн.
- •2. Системы телемеханики, применяемые в цднг. Контролируемые параметры.
- •4. Требования, предъявляемые к ограждениям движущихся частей станков- качалок.
- •Билет10
- •1. Влияние общих эксплуатационных факторов на форму теоретической динамограммы работы шгн
- •2. Регулирование производительности уэцн, преимущества и недостатки методов.
- •3. Контролируемые параметры при эксплуатации скважин уэцн.
- •4.Требования, предъявляемые к лестницам и площадкам обслуживания у станков- качалок.
- •Билет11
- •2. Методы борьбы с коррозией трубопроводов.
- •3. Типы и марки устьевой фонтанной арматуры скважин, характеристики, исполнение, назначение.
- •Билет12
- •Билет13
- •1. Осложнения при эксплуатации уэцн, методы борьбы с ними.
- •2. Основные причины отказов уэцн.
- •3. Преимущества одновременно- раздельной эксплуатации скважин нескольких объектов, виды компоновок.
- •4.Требования промышленной безопасности к манометрам, в какой части шкалы манометра должен находиться предел измерения рабочего давления.
- •Билет14
- •2. Порядок определения причины отказа ушгн.
- •3. Виды и расшифровка практических динамограмм работы ушгн.
- •1. Вследствие превышения производительности насоса над притоком жидкости в скважину (включая частный случай полного отсутствия притока), при этом динамический уровень находится у приема насоса;
- •2. Когда динамический уровень находится выше приема насоса и в насос вместе с жидкостью поступает газ {газожидкостная смесь, поднимающаяся с забоя по скважине).
- •4. Первая помощь при переломе и вывихе костей конечности.
- •Билет15
- •2. Основные причины отказов ушгн.
- •3. Виды и расшифровка практических динамограмм работы ушгн.
- •Билет 16
1. Методы борьбы с отложениями парафина
одним из факторов, осложняющих процесс эксплуатации скважин, является отложение парафина на стенках подъемных труб, устьевой арматуры и выкидных линий.
Для борьбы с отложениями парафина применяют следующие основные способы:
1. Механический, при котором парафин со стенок труб периодически удаляется специальными скребками и выносится струей на поверхность.
2. Тепловой, при котором скважина промывается теплоносителем (паром, горячей водой или нефтепродуктами).
3. Использование подъемных труб с гладкой внутренней поверхностью (остеклованных или покрытых специальным лаком или эмалями).
4. Химический, при котором парафин удаляется с помощью растворителей.
5. физический – применение магнитных полей – они в потоке жидкости кристализуют парафины, которые потоком выносятся из скважины.
2. Схема сбора нефти и газа на промысле. Основные элементы днс и их назначение.
Жидкость, поступающая с кустов, проходит первичное разгазированиена ДНС,на ДНС с УПСВ производится предварительное обезвоживание (предварительный сброс воды). На ДНС с УПСВ имеются блоки реагентногохозяйства, которые подают реагент-деэмульсаторна входе ДНС для интенсификации процесса отделения воды (разделения эмульсии).
С ДНС нефть откачиваетсяна ЦПС для окончательного разгазированияиобезвоживания (подготовки до товарной кондиции) исдается всистему магистральных нефтепроводов через коммерческий узел учета.
В настоящее время на ДНС принята технология сепарации нефти, включающая разгазирование газожидкостной смеси вдве ступени.
В качестве сепараторов первой, второй иконцевой ступени сепарации применяются серийно выпускаемые аппараты типа НГС. На большинстве объектов очистка газа осуществляется ввыносных газосепараторах. Вкачестве газосепараторовиспользуются аппараты объемом 8, 12, 25, 50, 100 м-, либо нефтегазовые сепараторы типа НГС без переоборудования. Предварительный сброс воды осуществляется внапорных отстойниках ОГ-200С и ОГ-200П объемом 200 м3.
Обводненнаяичастично обезвоженная нефть с ДНС проходит полный цикл подготовки на УПНЦПС методом термохимического обезвоживания сприменением нагревателей трубчатого типа ПТБ-10, напорных отстойников, электродегидраторовитоварных резервуаров типа РВС-5000, РВС-10000.
Газ, выделяющийся из нефти на первой ступени сепарации ДНС,через газосепараторыподается под давлением сепарации всистему газопроводов идалее на Локосовский ГПЗ.
Газ, выделяющийся из нефти на второй ступени сепарации ДНС,как правило, сжигается на факелах.
Подготовка нефти до товарных кондиций осуществляется на Локосовском ЦПС.Товарная нефть проходит на ЦПС через резервуары динамического отстоя, оборудованные дыхательными клапанами типа НКДМ,КДСиКПГ.
Очистка пластовойводы на УПСВиЦПСосуществляется врезервуарах типа РВС-700,РВС-1000,РВС-2000,РВС- 5000, отличающихся особой внутренней начинкой. Очищенная вода откачиваетсяна КНСсистемы ППД.
Вода сУПНпоступает на очистные сооружения идалее всистему ППД.Нефть сУПНокончательно разгазируется всепараторах КСУипоступает втоварные резервуары, откуда через коммерческий узел учета подается всистему магистральных нефтепроводов.
Сдача товарной нефти всистему магистральных нефтепроводов на ЛокосовскомЦПСпроводится через коммерческий узел учета нефти.