- •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
2. Схема водоснабжения системы поддержания пластового давления. Виды агента для закачки. Требования к качеству подготовки воды для закачки.
Все нефтяные месторождения Западной Сибири разрабатываются с применением метода ППД путем закачки воды в продуктивные пласты.
Разработка месторождений осуществляется с поддержанием пластового давления путем закачки воды в продуктивный пласт, через систему нагнетательных скважин, что позволяет увеличить нефтеотдачу пластов.
При добыче нефти, для ППД(закачки), используется сточная (попутно-добываемая) вода. Сточная вода поступает с ДНС и ЦПС после обезвоживания добытой нефти на БКНС, оборудованные средствами учета закачиваемой воды- приборами СВУ-200,СВУ-50,ичерез нагнетательные скважины обратно в пласт.
В качестве агентов для закачки, кроме сточной (попутно-добываемой) воды, может использоваться вода с поверхностных источников или водозаборных скважин, прошедшую соответствующую подготовку.
В зависимости от коллекторских свойств пласта (пористость, проницаемость и др.) и свойств пластовых флюидов существуют следующие требования к качеству закачиваемой воды:
1. Содержание нефтепродуктов, мг/л, не более 50
2. Содержание ТВВ, мг/л, не более 25
3. Какие статьи расходов включаются в себестоимость добычи нефти.
Расходы на энергию по извлечению нефти, Расходы по искусственному воздействию на пласт, Заработная плата производственных рабочих, Отчисления на социальное страхование, Амортизация скважин, Расходы по сбору и транспортировке нефти и газа ,Расходы по технологической подготовке нефти, Расходы на подготовку и освоение производства ,Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования, Общепроизводственные расходы ,Прочие производственные расходы .
4. Требования промышленной безопасности к маршевым лестницам, требования промышленной безопасности к объектам, для обслуживания которых требуется подъём персонала на высоту более 0,75 м.
Маршевые лестницы должны иметь уклон не более 60° (у резервуаров - не более 50°), ширина лестниц должна быть не менее 65 см, у лестницы для переноса тяжестей - не менее 1 м. Расстояние между ступенями по высоте должно быть не более 25 см. Ступени должны иметь уклон вовнутрь 2 - 5°.С обеих сторон ступени должны иметь боковые планки или бортовую обшивку высотой не менее 15 см, исключающую возможность проскальзывания ног человека. Лестницы должны быть с двух сторон оборудованы перилами высотой 1 м.
Объекты, для обслуживания которых требуется подъем рабочего на высоту до 0,75 м, оборудуются ступенями, а на высоту выше 0,75 м - лестницами с перилами. В местах прохода людей над трубопроводами, расположенными на высоте 0,25 м и выше от поверхности земли, площадки или пола, должны быть устроены переходные мостики, которые оборудуются перилами, если высота расположения трубопровода более 0,75 м.
Билет6
1. Типы станков- качалок, технические характеристики, наименование основных узлов и компонентов, основные причины неисправностей.
Станок-качалка (СК) —это балансирнъ~йиндивидуальный механический привод штанговогоскважинного насоса. СК предназначендля индивидуального механического привода скважинныхглубинных насосов при насосной добыче нефти. СК комплектуется асинхронным электродвигателем сповышенным пусковым моментом ивлагоморозостойкойизоляцией, блоками управления. Каждый тип СК характеризуется максимальными допускаемыми нагрузкамнаполированнойшток, длиной хода полированного штока икрутящим моментом на кривошипномвалу редуктора.
Модификации: Наиболее распространенные используемые на наших месторождениях —это СК, СКД, П ШГН—отечественного производства и иностранного —типа «Вулкан» (Румыния), «Легранд»(Канада).
Всего 6 типоразмеров СКД,7типоразмеров СК:
СК3-1,2-630СКД3-1,5-710ПШНГ6-3-3500
СК5-3-2500СКД4-2,1-1400ПШГН8-3-5500
С К6-2,1-2500СКД6-2,5-2800
С К12-2,5-4000 СКД8-3-4000
СК8-3,5-4000СКД10-3,5-5600
СК8-3,5-5600СКД12-3-5600
СК10-3-5600
Основные конструктивные отличия СК от СКД в том, что на СКД кинематическая схема преобразующего механизма не симметричная (дезаксиальная) с углом дезаксиала9град и повышенным кинематическим отношением 0,6. СК с меньшими габаритами и массой, редуктор установлен непосредственно на раме станка-качалки.
Технические характеристики: максимальная нагрузка на устьевом штоке; кгс, максимальная длина хода устьевого штока, м; наибольший допустимый крутящий момент на ведомом валу редуктора, кгс.
2. устройство и принцип действия установки АГЗУ «Спутник», принцип работы гидроциклонного сепаратора, назначение и описание оборудования. Устройство и принцип действия установки АГЗУ «Спутник» 1 -выкидные линии, 2-обратные клапана, 3 -миогоходовьгй переключатель скважин, 4-каретка роторного переключателя скважин. 5-замерный патрубок, 6-гидроциклон, 7-заслонка, 8-турбинный счетчик, 9-поплавковый регулятор уровня. 10-блок местной автоматизации. 11-сборный коллектор. 12-силовой цилиндр. 10-служит для автоматической регистрации дебита скважин и для переключения скважин на замер. Скважинная продукция со скважины подается через обратный клапан на многоходовый переключатель скважин. С помощью каретки опред. скважкина подключаются к гидроциклону, а остальные подключаются к сборному коллектору. Скважин продукция замеряемой скважины подается в гидроциклон. Тало происходит разделение газа от жидкой фазы под действием центробежной силы. Газ входит сверху аппарата, жидкость по наклонной плоскости стекает в нижнюю емкость, где ее уровень регулируется поплавковый уровнемером. Когда поплавковый уровнемер находится в нижней точке, то открывается дросселя задвижка 7 и газ подается в линию сбора. По мере накопления жидкости поплавок поднимается до верхнего уровня, при этом закрываются дроссельные задвижки 7, увеличение давления в емкости и жидкость под избыточным давлением проходит через турбинный счетчик подается в сборный коллектор. Показания счетчика регистрируются в БМА дает сигнал на ПСМ и блок переключается на другую скважину. ПСМ- переключатель скважины многоходовый. Спутник-А имеет рабочее давление от1,5 -4 МПа. При максимальной производительности скважины по жидкости 400 и3/сут и вязкости не менее больше 300 мпа*с. Погрешность измерения составляет 2,5%. Недостаток- невысокая точность измерения расхода жидкости расходомера турбинного типа, из-за плохой сепарации газа в гидроциклоне.
3. Виды ШГН, описание, расшифровка типоразмеров, особенности исполнения, технические характеристики Насосы глубинные штанговые предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкости, имеющей следующие показатели: температуру не более 130'С, обводненность не более 99 %по объему, вязкость не более 0,3 Па-с, минерализацию воды до 10 г/л, содержание механических примесей до 1,3 г/л, объемное содержание свободного газа на приеме насоса не более 10 %, сероводорода не более 50 мг/л и концентрацию ионов водорода рН=4,2 —8.кважинные насосы изготовляются следующих типов:
НВ 1 – вставные с замком наверху;
НВ 2 – вставные с замком внизу;
НН – невставные без ловителя;
НН 1 – невставные с захватным штоком;
НН 2 – невставные с ловителем.
Выпускаются насосы следующих конструктивных исполнений:
- по конструкции (исполнению) цилиндра: Б – с толстостенным цельным (безвтулочным) цилиндром; С – с составным (втулочным) цилиндром;
- по конструктивным особенностям, определяемым функциональным назначением (областью применения): Т – с полым (трубчатым) штоком, обеспечивающим подъем жидкости по каналу колонны трубчатых штанг; А – со сцепляющим устройством (только для насосов типа "НН"), обеспечивающим сцепление колонны насосных штанг с плунжером насоса; Д1 – одноступенчатые, двухплунжерные, обеспечивающие создание гидравлического тяжелого низа; Д2–двухступенчатые, двухплунжерные, обеспечива-ющие двухступенчатое сжатие откачиваемой жидкости (насосы, кроме исполнений Д1 и Д2 – одноступенчатые, одноплунжерные);
- по стойкости к среде: без обозначения – стойкие к среде с содержанием механических примесей до 1,3г/л (нормальные); И – стойкие к среде с содержанием механических примесей более 1,3 г/л (абразивостойкие).
В условном обозначении насоса, например НН2БА-44-18-15-2, первые две буквы и цифра указывают тип насоса, следующие буквы – исполнение цилиндра и насоса, первые две цифры – диаметр насоса, последующие – длину хода плунжера в мм и напор в метрах, уменьшенные в 100 раз и последняя цифра – группу посадки.