- •1.Классификация насосов для перекачки нефтепродуктов. Винтовые насосы.
- •2. Особенности способов бурения нефтяных и газовых скважин. Структура и назначение гтн.
- •3. Основные причины несчастных случаев при капитальном ремонте скважин.
- •4. Центробежные, осевые, вихревые, поршневые, плунжерные насосы.
- •6.Оценка и анализ рисков инвестиционных проектов в нефтегазовой промышленности.
- •7. Назначение и общее устройство нефтебаз. Устройство и технические характеристики оборудования для зачистки резервуаров.
- •8. Борьба с осложнениями при добыче нефти.
- •9. Дать определение-себестоимость, прибыль, рентабельность нефтегазового производства.
- •10.Особенности способов бурения нефтяных и газовых скважин.Структура и назначение гтн.
- •11.Назначение, классификация нефтебаз и основные операций с нефтепродуктами.
- •12.Порядок обучения, аттестация персонала обслуживающего азс. Общие положения и требования к взрывопожаробезопастности оборудования заправочных станций.
- •13.Назначение, классификация нефтебаз и основные операций с нефтепродуктами.
- •14.Осадочные породы и их представители. Категория горных пород по буримости. Физико-механические свойства горных пород.
- •15.Характеристика понятий Сервис и сервисное обслуживание
- •16.Подьёмные агрегаты и их назначение. Элеваторы, спайдеры- их принцип действия
- •18.Виды и функции предприятий сервиса
- •19.Предназначение и общее устройство азс.
- •По конструктивному Исполнению
- •По функциональному назначению
- •По способу размещения резервуаров
- •20.Основные операции в процессе ремонта скважины. Спуско- подьёмные операции с использованием механических ключей, применяемый инструмент.
- •21. Виды и формы предпринимательской деятельности
- •Виды предпринимательства
- •22. Назначение сбт и убт. Породоразрушающий инструмент и их маркировка. Категории буримости пород.
- •23. Виды работ по прс. Технологические процессы при трс.
- •24. Амортизационные отчисления. Цены для экономической оценки Инвестиционных проектов.
- •25. Назначение талевой системы. Механизм для вращательного бурения скважин(верхний привод, ротор, гидравлические забойные двигатели).
- •Устройство
- •26. Методы увеличения производительности скважин
- •27.Понятие и классификация услуг в нгк.
- •28.Основные оборудование автозаправочных станциях. Средства для проверки погрешности топливораздаточных колонок на азс.
- •30. Конструкция скважины и графическое изображение
- •31. Оборудование для текущего и капитального ремонта скважин.
- •32. Классификация поглощений, их характеристика при бурении скважин на нефть и газ. Методы ликвидации поглощений при бурении скважин.
- •33. Оборотные средства основных фондов. Понятие, состав и структура оборотных средств.
- •34. Назначение, устройство и технические характеристики железнодорожных цистерн для транспортирования нефтепродуктов и специальных жидкостей.
- •35. Режимы бурения нефтяных скважин (показатели рабочих долот, влияние буровых промывочных жидкостей на механическую скорость). Классификация буровых промывочных жидкостей. Полимерные растворы.
- •42. Текущий и капитальный ремонт резервуаров. Порядок организации сварочных работ.
- •43. Оборудование ствола скважины, законченной бурением
- •44. Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосами. Основные причины выхода из строя скважины при эксплуатации штанговыми насосами.
- •45.1 Планово-бюджетная система управления нефтяной компанией (винк)
- •1) Доставка нефти нефтедобывающими дочерними обществами и её поставка головной компании, а также продажа нефти прочим структурам;
- •2) Размещение нефти из ресурсов головной компании, в т.Ч. На экспорт, реализацию на внутреннем рынке и нефтепереработку.
- •45.2Стиль руководства.
- •46. Периодичность и порядок метрологического обслуживания раздаточных колонок и средств замера уровня на азс
- •47.1 Признаки и причины отложения парафинов на нкт и штангах в скважине.
- •47.2 Методы ликвидации отложений парафинов в призабойной зоне и на оборудовании.
- •48. Основные инвестиционные проекты в нефтегазовой промышленности.
- •49. Назначение, техническая характеристика, устройство газосепараторов. Типы ввода газожидкостной смеси
- •50.Технологическая классификация нефтей
- •51.Экологическая безопасность на азс и нефтебазах. Методы улавливания паров нефтепродуктов.
- •52.Общее устройство автомобильных цистерн для перевозки нефти и нефтепродуктов.
- •53. Технология цементирования нефтяных и газовых скважин
- •54.Виды инвестиций и их экономическое значение. Источники инвестиций(финансирования) инвестиционного проекта.
- •56. Основные понятия продуктивного пласта и их характеристики.
- •57. Пожарная безопасность на азс и нефтебазах.
- •58. Устройство и принцип действия электроцентробежного насоса (уэцн).
- •59. Планирование текущего(подземного) ремонта скважин.
- •60.Порядок работ по зарезке 2-го ствола скважины
- •61. Штанговые глубинные насосы, их конструкции и способы спуска в скважину.
- •62. Промывка скважин. Назначение и классификация промывочных жидкостей для бурения нефтяных и газовых скважин.
- •63.Планирование добычи нефти.
- •64.Назначение, характеристика и общее устройство трк на стационарных азс.
- •65. Осложнения при эксплуатации скважин штанговыми насосными установками. Технология добычи высокосмолистых нефтей.
- •2 Технология добычи высокосмолистых парафинистых нефтей.
- •66. Классификация затрат на добычу нефти. Понятие себестоимости. Типовые варианты построения отдела продаж.
- •67. Порядок приема, хранения и выдачи горючего на нефтебазах.
- •68. Определение сырой и товарной нефти. Расчет балласта сырой нефти.
- •69.Правовые основы ведения предпринимательской деятельности.
- •70. Способы и средства для транспортировки нефти и нефтепродуктов. Способы сливо-наливных операций и требования пожаробезопасности к их организации.
- •71. Методы увеличения производительности скважины и обеспечения экологических требований при их эксплуатации.
- •5) Обработка пзп поверхностно-активными веществами (пав).
- •72. Планирование капитального ремонта скважины.
- •73. Аварийные работы при капитальном ремонте скважин (крс).Аварийный инструмент и его классификация.
- •74. Технологические функции буровой промывочной жидкости (бпж)
- •75. Основное и дополнительное оборудование вертикальных резервуаров. Оборудование резервуаров
47.1 Признаки и причины отложения парафинов на нкт и штангах в скважине.
Физические свойства парафина следующие: плотность от 880 до 915 кг/м3, температура плавления в пределах 42 - 550С. Парафин, выделяющийся из нефти, загрязнён тяжёлыми углеводородами и смолами, изменяющими цвет от жёлтого до чёрного. Не все нефти, содержащие парафин, вызывают затруднения при добыче. Все зависит от температуры, давления и состояния нефти в пласте. В пластовых условиях парафины растворены в нефти.
При отборе нефти из скважины меняются физические условия по сравнению с пластовыми условиями, нарушается равновесие состояние растворов углеводородов.
При отборе нефти понижаются давление и температура, а также уменьшается количество легких углеводородов, так что оставшаяся нефть не может удерживать в растворе первоначальное количество твёрдых углеводородов. Парафины выпадают из растворов в виде мельчайших твёрдых кристаллов. Они могут оставаться в нефти во взвешенном состоянии и выноситься с её потоком на поверхность. Однако при некоторых условиях эти кристаллы могут осаждаться на стенках каналов в призабойной зоне, в эксплуатационной колонне, в подъёмных трубах, выкидных трубопроводов, ёмкостях и хранилищах для нефти.
Температура, при которой в нефти появляются твёрдые частицы парафина, называется температурой начала кристаллизации парафина.
Выпадению парафина способствует понижение температуры вследствие расширения газа при снижении давления во время движения по стволу скважины. Чем больше газовый фактор, тем больше эффект охлаждения. Отложению парафина на стенках труб способствуют ещё и следующие факторы: малые скорости движения нефти, шероховатость стенок труб, периодичность их смачивания. Последняя зависит от пульсирующей работы фонтанных скважин. Выпадение парафина происходит от потери лёгких фракций во время работы скважины. После отложения первого слоя дальнейшее отложение происходит интенсивнее. В присутствии воды в нефти парафин выпадает более интенсивно.
Эффект охлаждения по мере продвижения нефти по подъёмным трубам усиливается от забоя к устью, поэтому наибольшее количество парафина откладывается в верхней части НКТ, на расстоянии 400 - 900 метров от устья скважины. Толщина слоя увеличивается по мере продвижения от забоя к устью.
Процесс отложения парафина в большей степени зависит от его характеристики. Чем больше тугоплавкость парафина, тем прочнее он прилипает к твёрдой поверхности.
47.2 Методы ликвидации отложений парафинов в призабойной зоне и на оборудовании.
В настоящее время для борьбы с АСПО в скважинном и нефтепромысловом оборудовании широко применяются механические, химические, термические, а также новые способы, среди которых использование методов лакокрасочных покрытий трубы, применение магнитных полей, акустики, вибровоздействия.
Механический способ депарафинизации глубинно-насосного оборудования включает в себя применение различных скребков, укреплённых на колонне насосных штанг, ручных лебедок со скребками и др.
Химическим методом является доставка химического реагента (различного рода растворителей) в НКТ и реагирования его с АСПО.
К термическим способам относят прогрев труб паром в скважине или после извлечения их на поверхность; промывку колонны насосных труб путём закачки в них горячей нефти, нагреваемой на поверхности; прогрев труб электрическим кабелем или погружными электронагревателями, постоянно находящимися в скважине и включаемыми на период депарафинизации; ликвидацию парафиновых пробок “греющимся снарядом” на кабеле другие способы.
Следует отметить, что применение для удаления АСПО тепловых методов должно быть оптимизировано. При недостаточном прогреве АСПО не расплавляются, а только размягчаются и стекают вниз по поверхности НКТ, увеличивая толщину парафиновых отложений в нижней части скважины. Более тугоплавкие АСПО, размягченные до вязкопластичного состояния, затем стареют и еще труднее поддаются удалению. Кроме того, они создают более благоприятные условия для новых отложений. Растворённые при тепловой обработке в нагретой нефти АСПО при её охлаждении в выкидных линиях способны вновь отлагаться на стенках трубопроводов.