- •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
3. Какие осложняющие факторы влияют на освоение скважины при выводе на режим.
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 минимальном 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.
4. Токсические свойства нефти и газа. Допустимые концентрации сероводорода, метана, паров бензина в воздухе. Первая помощь при отравлении газом.
Опасными свойствами углеводородных газов являются их токсичность и способность к образованию взрывоопасных смесей с воздухом, воспламеняющихся от электрической искры, пламени и др.
С увеличением молекулярной массы предельных УВ их токсические свойства возрастают. Предельно допустимые концентрации для метана - 10 мг/дм3, Санитарными нормами проектирования промышленных предприятий в рабочей зоне производственных помещений предусмотрена предельно допустимая концентрация (ПДК) углеводородов (паров бензина), равная 0,3 мг/дм3.
Из газовых компонентов природных и нефтяных газов особенно токсичен сероводород. Сероводород - бесцветный газ. Относительная плотность его по воздуху 1,19. Человек чувствует сероводород (запах тухлых яиц) даже при содержании его в воздухе 0,0014÷0,0023 мг/дм3. Однако даже при непродолжительном пребывании человека в сероводородной среде его обоняние притупляется. Сероводород является ядом, вызывающим паралич органов дыхания и сердца
Сероводород-0.01 мг.л , Метан-10 мг/дм3 ,Бензин-0.1мг.л
Природные нефтяные газы многих месторождений содержат в своем составе сероводород (Н2S) и двуокись углерода (СО2). Объемное содержание этих компонентов, называемых иногда кислыми, колеблется в широких пределах, доходя до 50% и более.
Билет5
1. Динамометрирование ушгн, расшифровка теоретической динамограммы нормальной работы насоса
Динамометрия осуществляется для контроля за работой установки ШГН. Спомощью динамограммы можно определить: Нагрузку на штанги; Работу клапанов насоса; Герметичность НКТ; Подклинивание плунжера; Обрыв, отворот штанг Влияние газа на работу клапанов; Подгонку плунжера.
При нормальной работе установки (отсутствие влияния колебаний штанг, а также инерционных сил) штанги вблизи точки их подвески всегда испытывают растягивающие усилия, зависящие от положения плунжера скважинного насоса.
Этот многократно повторяемый циклический процесс можно графически изобразить с помощью динамограммы , построенной в прямоугольной системе координат.
По оси абсцисс откладывается расстояние sточки подвески штанг от произвольно выбранной точки начала отсчета, а по оси ординат —нагрузки на штанги.
1. Пои ходе плунжера вниз растягивающее усилие Р1 вточке подвески равно собственному весу штанг Ршт за минусом сил трения в паре плунжер—цилиндр и штанг о трубы.
2. При ходе вверх на штанги действует дополнительная нагрузка от веса столба жидкости в НКТ.
3. Участок АБ соответствует начальному периоду движения штока вверх (растягивающее усилие увеличивается).
4. Точка Б соответствует моменту открытия всасывающего клапана.
5. В интервале БВ (продолжение хода вверх) нагрузка на штанги постоянна и равна Р2.
6. В интервале ВГ (ход вниз) со штанг снимается вес столба жидкости .
7. В точке Г нагнетательный клапан открывается.
8. В интервале ГА (продолжение хода вниз) нагрузка на штанги минимальна и составляет Р1.
9. Расстояние бВ=Бшт. Характеризует ход полированного штока.
10. Расстояние БВ =Рпл. Соответствует ходу плунжера.
11. Отрезок бБ—деформацию штанги труб.
Порядок снятия динамограммы:
1. Останавливается СК; 2. Устанавливается датчик; 3. Снимается динамограмма с записью в электронный блок; 4. Останавливается СК; 5. Снимается датчик
Динамометрирование производится при помощи «МИКОН-101».Существует три типа датчиков, меж траверсный (который устанавливается между траверс канатной подвески»; накладной (который крепится на полированный шток);