- •Билет №1
- •Билет №2
- •Билет №3
- •Билет №4
- •1. Законтурное заводнение
- •2. Приконтурное заводнение
- •3. Внутриконтурное заводнение
- •Билет №5
- •Билет №6
- •Билет №7
- •Вопрос №2 «Недостатки при пулевой, торпедной, кумулятивной перфорации»
- •Билет №8
- •1)Влияние газа - заполняя часть объема цилиндра насоса, уменьшает его наполнение жидкостью.
- •3)Негерметичность подъемных труб.
- •5)Несоответствие длины хода плунжера и сальникового штока.
- •Билет №9
- •Билет №10
- •Билет №11
- •Билет №12
- •Билет №13
- •1)Перильчатые - можно ставить, когда вращающиеся и движущиеся част машины
- •Билет №14
- •Билет №15
- •Техника безопасности
- •Билет №16
- •Билет №17
- •Билет №18
- •Билет №19
- •Билет №20
Билет №19
№1. Виды подземного и капитального ремонта скважин.
Работы, связанные с устранением различных неисправностей внутрискважинного оборудования, и геолого-технические мероприятия, проводимые в призабойной зоне продуктивного пласта, называются подземным ремонтом скважин.
Отношение времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за год (месяц) называется коэффициентом эксплуатации скважин. Коэффициент эксплуатации считается неплохим, если равен 0,95-0,96. Подземный ремонт скважин, в зависимости от вида и сложности работ, подразделяется на текущий и капитальный. К текущему подземному ремонту скважин относят:
1) ликвидацию обрыва или отворота насосных штанг;2) смену насосно-компрессорных труб или штанг;3) смену глубинного насоса или ЭЦН;
4) изменение глубины подвески насосного оборудования (ЭЦН, ШГН);
5) замену ПЭД в результате изоляции «О»;6) замену ЭЦН;7) замену кабеля;
8) очистку или смену песочного якоря;9) очистку скважин от песчаных пробок и парафина;10) удаление со стенок НКТ солей, парафина;
11) подъем и спуск насосного оборудования для проведения в скважине исследовательских работ;
12) подъем НКТ в фонтанных скважинах для очистки от улетевших в них скребков, глубинных манометров, глубинных термометров и т.д.
Эти работы выполняются специализированными бригадами по подземному ремонту скважин. Работы, связанные со сложными операциями в стволе скважины, называются капитальным ремонтом. К ним относятся:
1) работы, связанные с ликвидацией аварий (полей труб, штанг, насосов, ЭЦН, запарафинивание труб и штанг);2) работы по проведению изоляционных работ;3) исправление поврежденных эксплуатационных колонн;
4) работы по переводу скважин с одного объема разработки на другой;
5) работы по проведению ГРП, щелевой разгрузки, обработке призабойной зоны пласта оксидатом, кислотами и т.д.;6) фрезерование в эксплуатационной колонне (падение металлических предметов, образование сальников);
7) ликвидация создавшегося в эксплуатационной колонне сальника из кабеля КРБК;8) разбуривание цементных стаканов и т.д. Вышеперечисленные и другие виды капитальных ремонтов выполняются бригадами капитального ремонта скважин.
№2. Устройство дожимной насосной станции, её назначение.
Дожимные насосные станции предназначены для осуществления первой ступени сепарации нефти из газа в целях дальнейшего раздельного транспорта нефти центробежными насосами, а газа под давлением сепарации.
Дожимные насосные станции выпускаются в блочном исполнении двух типов.
К первому типу относятся ДНС на базе сепарационных установок с насосной откачкой блочной насосной (БН). Разработано 12 типоразмеров блоков: от БН-500-9 до БН-2000-26. Шифр блока: БН - блочная насосная; первое число - подача насоса по жидкости в м3/сут; второе - давление нагнетания в МПа. Из блоков компонуются дожимные насосные станции различных подач и напора. Станция состоит из технологического, щитового, канализационного блоков и свечи аварийного сброса газа. Технологический блок включает технологическую емкость и гидроциклоны, один из которых резервный.
Ко второму типу относятся ДНС-7000, ДНС-14000, ДНС-20000, где число указывает на подачу насосных агрегатов в м3/сут. Давление нагнетания насосов 1,9—2,8 МПа. Технологическая единица состоит из блока буферной емкости (где осуществляется сепарация газа) и блока насоса 8НД-9хЗ. В указанных ДНС имеются соответственно две, три, четыре технологические единицы, причем в каждой станции одна технологическая единица резервная. Помимо этого, ДНС включает: блоки сбора и откачки утечек нефти, низковольтной аппаратуры и КИПиА, а также распределительное устройство и свечу аварийного сброса газа.
№3. Глубинные приборы для исследования скважин. Виды исследований.
В настоящее время для изучения гидродинамических свойств пластов нефтяных и газовых месторождений используют следующие методы:
- геофизические методы исследования скважин различными методами каротажа(это различного рода каротажи, то есть прослеживание за изменением той или иной величины с помощью спускаемого на электрокабеле специального прибора, снабженного соответствующей аппаратурой.);
- гидродинамические методы исследования скважин и пластов(позволяют получать информацию о коллекторских свойствах и строении продуктивных пластов, как по всей толщине, так и их призабойных зон, а также наблюдать за положением контуров нефтеносности и газоносности в процессе разработки залежей;
- термодинамические методы исследования скважин.
В промысловой практике применяют следующие методы исследования:
1. Исследование скважин при установившихся режимах исследования на приток, когда показатели работы скважины в течение нескольких суток не изменяются.
2. Исследование при неустановившемся режиме работы скважин (метод прослеживания за уровнями кривой восстановления забойного давления).
3. Исследование профиля притока в добывающих скважинах и профиля приемистости в нагнетательных скважинах.
Для большей надежности исследование скважин на приток осуществляют на трех или четырех установившихся режимах. На каждом режиме измеряются дебит жидкости (нефть, вода) и газа, забойное и пластовое давление. Дебиты жидкости замеряют на групповых замерных установках (ГЗУ), а газ - с помощью газовых расходомеров. Пластовое и забойное давление на каждом режиме измеряются с помощью глубинных манометров. Температуру по разрезу пласта в скважинах измеряют электротермометрами, которые спускаются в скважину на электрическом кабеле. . Приборы для исследования спускаются в работающие скважины. Учитывая, что спуск приборов через насосно-компрессорные трубы в фонтанных и газолифтных скважинах осуществляется при наличии избыточного давления на буфере, в этом случае измерительные приборы в действующую скважину вводят через специальное герметизирующее сальниковое устройство, называемое лубрикатор. Замеры забойных давлений на нагнетательных скважинах можно проводить на устье скважины или на кустовой насосной станции (КНС) с помощью образцовых манометров. Пластовое давление в промысловой практике определяют после остановки скважины.Забойные давления на глубоких насосных скважинах определяют лифтовыми манометрами с многоступенчатым ходом часовых механизмов, которые подвешиваются на приеме насоса, а на неглубоких скважинах определяют малогабаритными манометрами (20-30 мм), которые спускают в межтрубное пространство
№4. Подбор и отбраковка противогазов
Промышленные П нельзя применять в условиях недостатка свободного кислорода в воздухе (для марок А,В,Г,Е,К,КД,БКФ-менее 16% по объему, для марок СО и М-менее 18%), а также при содержании в воздухе вредных газов в кол-ве более 2%). Сопротивление П дыханию не должно превышать 180-250 Па. Маску П следует выбрать по размеру, чтобы она плотно прилегала, не давила и не двигалась при резких поворотах головы. Размер шлем-маски подбирается по сумме 2 измерений головы: по круговой линии, через подбородок, щеки и высшую точку головы и по полуокружности от центра отверстий ушей через лоб и надбровные дуги. П, закрепленный за рабочим, должен храниться в спец. отведенных местах, по возможности ближе к месту работы. Фильтрующие П должны заменяться в порядке и в сроки, указанные в тех.паспорте на эти ср-ва защиты. №5. Средства тушения пожара
Горение можно прекратить физически:
- охлаждение горящих вещ-в- изоляция от зоны горения- разбавление негорючими. Хисмически:
- торможение реакции горения путем введения в-в, соединяющ. При разложении с активными центрами горения и понижающие концентрац активных вещ-в( на основе фтора и брома) Средства тушения: вода, углекислый газ CO2, ВОЗД-МЕХАНИЧ ПЕНА, ХИМИЧ ПЕНА, ГАЛОИДИРОВАННЫЕ ув, ПОРОШКОВЫЕ ОГНЕТУШАШИЕ составы, первичные средства пожаротушения(вода, песок, огнетушители) Загорания обозначаются:
А – горение тверд в-в В – горение жидк в-в С – горение газов
Д – горение металлов Е – горение электроустановок
Огнетушители:
ОХП – 10 (щелочной состав, колба с кислотой)
Использование: ударить по штырю, стукнуть перевернуть( длина струи 5м, время 60с)Перезарядка: 1раз в год
ОВП – 5, 10, 100 (воздушно-пенные)Хар-ки: 5л, 4.5м, 20с
Пользоваться: вода с пенообразованием, газовая трубка, шланг. Выдернуть чеку, давим на рычаг или кнопку, диафрагма прокалывается.
ОУ -2, 8, 25 ( углекислотные)Хар-ки: 5л, 35 сек, 2м, 15 кг
Клапан зафиксирован чекой, тушить – двигатели, электроустановки, легковоспламен жид-ти.Перезарядка 1 раз в 5 лет
Порошковые ОП – 1,2,5,10Хар –ки: 10 л, 30 с, 6-8м Порошок, трубка с газом, шланг, клапан.