- •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
65. Осложнения при эксплуатации скважин штанговыми насосными установками. Технология добычи высокосмолистых нефтей.
При эксплуатации скважин ШНУ могут происходить следующие осложнения:
- Износ штанг и истирание НКТ;
- Поступление из пласта в скважину вместе с нефтью пластовой воды;
- Поступление из пласта в скважину газа и песка;
- Отложение парафина на клапанах насоса, стенках и поверхностях труб и штанг.
Для предупреждения обрыва штанг и истирания труб применяют закаленные поверхности муфты с овальными кромками и обработанные токами высокой частоты. Для борьбы с коррозией применяют ингибиторы коррозии, которые периодически в нужной дозе подаются в затрубное пространство скважины. Борьбу с отложениями парафина проводят механическим путем с помощью торцевых укороченных пластинчатых скребков, закрепленных к штангам. Эти скребки автоматически поворачиваются на определенный угол при каждом ходе колонны штанг вниз. Для борьбы с отложениями парафина так же проводят периодические термические обработки скважин без их остановки закачкой в затрубное пространство горячей нефти, которая проходя через клапаны и НКТ, расплавляет отложения парафина и вносит их на поверхность. Так же применяют остеклованные или покрытые специальным лаком НКТ, на которых парафин не оседает.
Большие осложнения обусловлены попаданием свободного газа в цилиндры штанговых насосов. Борьбу с этими осложнениями проводят следующими методами:
- Используют насосы с уменьшенным вредным пространством;
- Увеличивают длину хода плунжера;
- Увеличивают глубину погружения насоса под уровень жидкости в скважине;
- Откачивают газ из затрубного пространства.
Песок, поступающий из пласта может образовывать на забое песчаную пробку, в результате чего уменьшается или полностью прекращается приток нефти в скважину. Так же, попадая в насос, песок преждевременно истирает его детали, часто заклинивает плунжер в цилиндре. Основные мероприятия по борьбе с песком на приеме насоса:
- Установка на приеме насоса песочного якоря;
- Регулирование отбора жидкости из скважины;
- Применение трубчатых штанг.
2 Технология добычи высокосмолистых парафинистых нефтей.
Россия считается третьей после Канады и Венесуэлы страной по объемам тяжелых углеводородных ресурсов. По оценкам компании Schlumberger, запасы тяжелой нефти в РФ составляют 13, 4 млрд. тонн, а природных битумов-33, 4 млрд. тонн. По оценке Института неорганической химии РАН, российские запасы тяжелой высоковязкой нефти оцениваются в 6, 3 млрд. тонн, при этом 71, 4% от общего объема залежей "трудных" углеводородов находятся в Волго-Уральском и Западно-Сибирском нефтегазоносных бассейнах. При этом Волго-Уральская битумонефтегазоносная провинция - безусловный лидер в рейтинге "тяжеловесов": в недрах этого региона содержится 60, 4% от общероссийских запасов тяжелых и 70, 8% - вязких нефтей. Месторождения тяжелой нефти скрыты в недрах Татарии, Удмуртии, Башкирии, Самарской и Пермской областей.
Несмотря на растущую популярность среди добывающих компаний тяжелой нефти, самый оптимальный способ ее использования - это переработка в нефтепродукты вблизи места добычи, поскольку закачка тяжелых углеводородов в трубопровод портит общее качество нефти, которая по нему транспортируется. Именно благодаря попадающей в экспортную трубу тяжелой нефти Татарии российский экспортный микс Urals торгуется с дисконтом по сравнению с биржевым эталоном Brent. Россия весьма богата запасами тяжелой нефти, но при этом не имеет достаточных мощностей для ее переработки.
До последнего времени российские нефтяные компании не использовали на своих НПЗ современных технологий работы с тяжелой и сверхтяжелой нефтью. По данным Института проблем нефти и газа РАН, большинство российских нефтеперерабатывающих заводов строилось еще в конце XIX - начале XX веков под переработку легких или смешанных сортов нефти и использует ректификационные процессы. То есть поступающая на НПЗ нефть посредством атмосферной перегонки разделяется в ректификационных колоннах на различные фракции - прямогонный бензин, керосин, дизтопливо, газойль и тяжелые остатки: мазут и битум. Денис Борисов также говорит, что на сегодня на российских заводах нет технологий переработки тяжелой нефти, они рассчитаны на смешение с легкой нефтью или легкими дистиллятами. Аналитик отмечает, что одна из самых "продвинутых" технологий работы с тяжелой нефтью сейчас используется на Уфимских нефтеперерабатывающих заводах, которые были введены в строй еще в 50-х годах прошлого века, однако эти заводы не могут полностью перерабатывать тяжелую нефть. "Если отправлять на Уфимские НПЗ высокосернистые нефти, не смешивая их ни с чем, выход мазута будет огромным, а тяжелые фракции стоят дешевле, чем сама нефть".
Способы добычи тяжёлой нефти:
1)CHOPS (Cold heavy oil production with sand)
Холодная добыча тяжелой нефти вместе с песком
В скважину вместе с нефтью поступает песок для повышения производительности.
2) VAPEX (Vapour extraction process) Добыча посредством газообразных растворителей
Закачка газообразных растворителей в пласт обеспечивает снижение вязкости нефти, которая в результате стекает под действием гравитации. Может быть использован для добычи битумов в зонах, признанных слишком тонкими для обычной термальной добычи.
3) SAGD (Steam-assisted gravity drainage) Парогравитационный дренаж Метод термальной обработки на месте залегания. Данный метод требует наличия двух горизонтальных скважин, в одну из которых непрерывно закачивается пар. Битумы разжижаются, стекают в скважину, расположенную ниже, и выкачиваются на поверхность. Один из вариантов этой схемы используется сегодня в Омане. Кстати, российская компания "Татнефть" также применяет эту технологию.
4)CSS (Cyclic steam stimulation) Циклическая паростимуляция Метод термальной обработки на месте залегания. В течение определенного промежутка времени пар под высоким давлением закачивается в скважину. Далее следует период "выдерживания при повышенной температуре", по окончании которого осуществляется добыча нефти до тех пор, пока нефть не иссякнет. Далее процесс повторяется.
5)ICP (In situ conversion) Конверсия на месте залегания IUP (In situ upgrading process) Обогащение на месте залегания Две последние технологии являются экспериментальными методами термальной обработки на месте залегания. Изучение и разработку этих методов осуществляет концерн "Шелл". Данные методы предусматривают постепенный прогрев породы в течение нескольких месяцев. Метод IUP обеспечивает преобразование тяжелой, вязкой нефти в более легкие углеводородные фракции. Метод ICP обеспечивает преобразование керогена в более легкие углеводороды.