3. Перечислить затраты на добычу нефти, зависящие от бригады добычи нефти и газа.

К затратам на добычу нефти зависящие от бригады ДНГ это: Транспортные (перевозка и обслуживание техникой бригады),цеховые(средства личной гигиены спецодежда, молоко и тд),затраты на материалы ,заработная плата, затраты на страхование работника .

4. Документы, оформляемые при проведении газоопасных работ, первая помощь при химическом ожоге глаз.

Газоопасным работам относятся работы, связанные со смотром, чисткой, ремонтом технологического оборудования, в том числе работы внутри емкостей, при проведении которых возможно выделение опасных веществ. В каждом цехе есть Перечень газоопасных работ, утвержденный главным инженером предприятия. В соответствии с Перечнем, все газоопасные работы делятся на работы, проводимые с оформлением наряда-допуска и работы, проводимые без оформления наряда-допуска. Работы, проводимые с оформлением наряда-допуска, регистрируются в Журнале регистрации нарядов-допусков на производство газоопасных работ, а проводимые без оформления наряда-допуска –в Журнале учета газоопасных работ, проводимых без наряда-допуска.

По степени опасности выделяют 3группы газоопасных работ и мест их проведения. Первая группа- кратковременное пребывание людей без защитных средств может привести к тяжелому поражению или смертельному отравлению. Вторая —пребывание людей без защитных средств может привести к средней тяжести или тяжелому отравлению. Третья -пребывание людей без защитных средств может привести к средней тяжести или легкому отравлению.

К работам, проводимым с оформлением наряда-допуска, относятся:

• работы, по очистке или внутреннему осмотру резервуаров, отстойников, емкостей, сосудов из- вод нефти, реагентов ,пластовой воды;

• работы по ремонту трубопроводов с разгерметизацией;

• работы во всех колодцах (независимо от назначения);

• работы по подготовке технологического оборудования и трубопроводов к проведению

огневых работ;

• работы по установке и снять заглушек на трубопроводах, находящихся под давлением.

К газоопасным работам, проводимым без оформления наряда-допуска, но с обязательной регистрацией в журнале, относятся работы, являющиеся не отьемлемой частью текущего обслуживания оборудования, а также периодически повторяющиеся работы, характеризующиеся аналогичными условиями их проведения, постоянством места и характера работ, определенным составом исполнителей:

• наружные работы по ремонту аппаратов, трубопроводов (без разгерметизации);

• профилактическое обслуживание действующего газового оборудования„

• смена предохранительных клапанов на сосудах, аппаратах; замена дыхательной

аппаратуры, ремонт, замена указателей уровня на сосудах, содержащих взрыво - пожароопасные и (илн) токсичные продукты;

Билет4

1. Вывод скважин на режим, технология проведения, состав бригады внр, функция каждого члена бригады.

1. Вывод скважин, оборудованных УЭЦН, ШГН на режим после ПРС, КРС является основной технологической операцией в процессе эксплуатации УЭЦН, ШГН. На освоение скважин влияют следующие факторы: ухудшенное охлаждение погружного электродвигателя, т.к. происходит откачка жидкости из затрубного пространства, при ми- нимальном притоке из пласта; большая загрузка погружного электродвигателя по мощности, из-за откачки жидкости глушения, имеющей высокий удельный вес; наличие остаточной водонефтяной эмульсии в стволе скважины, оставшейся после глушения; вероятность работы насоса с обратным вращением

1. Ответственным за правильность вращения УЭЦН при запуске после ПРС, КРС является электромонтер ЭПУ- учетом газировки ПЭД, кабеля, СУ.

2. Через 1час для УЭЦН20;25; 50, 3часа для FS400;FC300;FS650;FC650,7часов для ON2SO; 450; TD280 450 после первоначального включения, УЭЦН необходимо остановить для охлаждении ПЭД на 1,5 часа. П одиночным скважинам, удаленным от АГЗУ на значительном расстоянии в зимнее время разрешается не производит остановку на охлаждение ПЭД после первоначального включения.

3. Особенности вывода на режим скважин, оборудованных УЭЦН-20;25;ЗО.Передвыводом на режим рекомендуется произвести смену объема скважин (на глубину подвески НКТ)на нефть. В случае отсутствия притока пласта работа УЭЦН-20,25,30 не должна превышать 3часов, затем необходимо остановить УЭЦН на время не менее 2- часов.

4. В случае работы УЭЦН-50(в суммарном выражении) 14 часов и отсутствии притока из пласта, необходимо в обязательном порядке произвести смену объема на скважине (на глубину подвески НКТ)на нефть.

5. По типоразмерам УЭЦН-80ивыше: после первоначального запуска остановка УЭЦН производится при минимально допустимом давлении на приеме или минимально допустимой подаче. После остановки УЭЦН производится снятие КВУ(отбрасываются замеры Нст .за первые 2часа во избежание учета объема жидкости, перетекаемой из НКТ затруб).

6. В случае длительного вывода на режим необходимо производить штуцирование УЭЦН для создали долговременной депрессии на пласт.

7. Запрещается эксплуатировать УЭЦН при его дебите ниже минимально-допустимого и выше максимальной производительности УЭЦН или при давлении на приеме УЭЦН ниже минимально -допустимого которое определяется исходя из напора насоса и с учетом разгазирования на приеме насоса -но не менее 40 кгс/см (400 метров над УЭЦН при плотности жидкости 1.00).

8. Запрещается производить вывод скважин на режим с неисправным АГЗУ без прослеживания Ндин Категорически запрещается вывод скважин на режим без замера дебита и динамического уровня.

9. Оператор ЦДНГ, занимающийся освоением скважины, заполняет карточку вывода скважины на режим параметры заносятся через каждые 15 минут (для ЭЦН250 и выше каждые 5минут). Дебит замеряется с периодичностью час. Появление нефти из пробоотборника не является показателем того, что пласт включился в работу (в процесс глушения скважины может произойти неполное замещение жидкостью глушения объема скважины), Показателем того, что происходит приток из пласта является появление газа в затрубном пространстве.

10. При запуске скважины, оборудованной ШГН после ПРС, КРС производится опрессовка колонны НК штанговым насосом, снимается динамограмма, замеряется дебит.

11. Скважина оставляется в работе на рассчитанное время -но если оно превышает 12 часов, то контроль 3 работой ШГН осуществляется каждые 12 часов. По приезду на скважину оператор ЦНИПР (ЦДНГ) производит замер дебита, динамического уровня. В случае если динамический уровень понизился до минимально —допустимого, скважину необходимо остановить на приток. В случае если динамический уровень не достиг минимально -допустимого, то отслеживается в течении 2часов при этом если динамический уровень понижается, то производится расчет времени п формуле искажена оставляется в работе до следующего замера, если динамический уровень не понижается и затрубном пространстве давление газа больше 0то скважина считается выведенной на режим.

12. УЭЦН, ШГН считается выведенным на режим, если за последние 2часа работы не наблюдается снижение дебита, тока, динамического уровня и в затрубном пространстве давление газа выше нуля. Через 12-14 часов производится замер контрольного динамического уровня.

2. Назначение и схема УЭЦН, описание и назначение компонентов и узлов.

Установки погружных центробежных насосов предназначены для откачки из

нефтяных скважин, в том числе и наклонных пластовой жидкости, содержащей

нефть, воду и газ, и механические примеси. В зависимости от количества

различных компонентов, содержащихся в откачиваемой жидкости, насосы

установок имеют исполнение обычное и повышенной корозионно-износостойкости.

При работе УЭЦН, где в откачиваемой жидкости концентрация мехпримесей

превышает допустимую 0,1 грамм\литр происходит засорение насосов,

интенсивной износ рабочих агрегатов. Как следствие, усиливается вибрация,

попадание воды в ПЭД по торцевым уплотнениям, происходит перегрев

двигателя, что приводит к отказу работы УЭЦН.

Установка погружного центробежного электронасоса состоит из следующих основных элементов: насосного агрегата (на­сос, электродвигатель, протектор), который спускается на колонне насосно-компрессорных труб; бронированного кабеля; устьевой арматуры; автотрансформатора и станции управ­ления.

Погружной электродвигатель (ПЭД) 1 расположен под на­сосом, вал которого соединяется с валом насоса посредством шлицевого соединения вала протектора. ПЭД представляет собой асинхронный двигатель трехфазного тока в герметичном исполнении — помещен в стальную трубу, заполненную транс­форматорным маслом. Бронированный кабель прикрепляется к колонне НКТ крепежными поясами и подводится к ПЭД.

Погружной центробежный электронасос монтиру­ется также в стальной трубе. Рабочие колеса собраны на валу скользящей посадкой. Колеса расположены в соответствующих направляющих аппаратах как на подпят­никах.

Протектор состоит из двух герметично изолированных друг от друга секций, через которые проходит вал с двумя шлицевыми концами для соединения посредством специальных муфт с валами насоса и электродвигателя. Верхняя секция заполнена специальной смазкой для снабжения упорных подшипников насоса, а нижняя секция — трансформаторным маслом для подачи в электродвигатель по мере ее убыли при работе. Давление в секциях протектора несколько больше давления в скважине, что предотвращает возможность попадания скважинной жидко­сти в двигатель.