- •1.Общая характеристика способов добычи нефти. Перспективы развития способов добычи нефти.
- •2.Классификация и типизация условий эксплуатации скважин в оао «Татнефть». Классификация скважин и типизация условий эксплуатации скважин по промысловым данным.
- •Основные принципы и последовательность гидравлического расчета движения газожидкостной смеси в скважине.
- •4.Предварительный выбор способа эксплуатации скважин на основе обобщенных параметров.
- •5.Общая схема шсну. Состав и устройство.
- •6.Основные типы насосов по стандарту ани. Выбор диаметра скважинного насоса. Выбор типа насоса. Выбор колонны нкт.
- •7.Выбор конструкции штанговой колонны. Расчет нагрузок, действующих на штанговую колонну.
- •8.Основные элементы подземного оборудования и их назначение при эксплуатации скважин штанговыми насосами.
- •9.Подача штангового насоса и коэффициент подачи. Характеристика факторов, снижающих подачу шсн. Нагрузки, действующие на штанги и их влияние на ход плунжера.
- •10.Оборудование штанговых насосных скважин. Насосные штанги. Штанговые насосы.
- •11.Станки-качалки. Основные принципы проектирования шсну.
- •12.Исследование скважин, оборудованных шгн. Теоретическая динамограмма.
- •13.Основные принципы расшифровки практических динамограмм.
- •14.Определение максимальных и минимальных нагрузок, действующих на колонну штанг. Принципы уравновешивания ск.
- •15.Исследование скважин, оборудованных шгн методом динамометрирования. Теоретическая динамограмма.
- •16.Теоретическая подача шсну. Коэффициент подачи. Постоянные и переменные факторы, влияющие на коэффициент подачи.
- •17.Эксплуатация скважин штанговыми насосами в осложненных условиях формирования аспо.
- •18.Основные элементы цп. Область применения. Эксплуатация скважин погружными центробежными электронасосами. Общая схема установки, ее элементы и их назначение.
- •19.Характеристики пэцн. Напорная характеристика скважины.
- •20.Согласование напорной характеристики скважины с характеристикой эцн. Подбор оборудования для эксплуатации конкретных скважин.
- •21.Влияние газа на рабочие характеристики пэцн. Влияние вязкости жидкости на рабочие характеристики пэцн.
- •22.Причины и условия образования эмульсий. Типы эмульсий.
- •23.Осложнения в работе скважин, оборудованных эцн.
- •24.Артезианское фонтанирование. Фонтанирование за счет энергии газа. Условие фонтанирования.
- •25.Основные методы анализа нефтепромысловой информации.
- •26.Эксплуатация скважин в осложненных условиях.
- •27.Газлифтная эксплуатация скважин. Общие принципы газлифтной эксплуатации. Преимущества. Недостатки.
- •28.Классификация газлифтных скважин. Круговой газлифтный цикл группы скважин.
- •29.Конструкция газлифтных подъемников. Одно-, двух- и полуторарядный подъемник.
- •30.Конструкция газлифтных подъемников. Однорядный подъемник с перепускным клапаном. Характеристики. Принцип действия.
- •31.Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию. Расчет пускового давления. Методы снижения пускового давления газлифтной скважины.
- •32.Винтовые насосы для добычи нефти. Назначение и принцип действия. Подача винтового насоса. Преимущества и область применения винтовых насосов.
- •33.Погружные винтовые насосы. Принцип действия. Преимущества погружных винтовых насосов. Область применения. Перспективы развития.
- •34.Винтовые штанговые насосы. Принцип действия. Преимущества винтовых штанговых насосов. Перспективы развития.
- •35.Виды винтовых насосных установок. Преимущества и недостатки. Проблемы эксплуатации различных видов винтовых насосных установок.
- •36.Эксплуатация фонтанных скважин. Артезианское фонтанирование.
- •37.Фонтанирование за счет энергии газа. Условие фонтанирования.
- •38.Причины и условия формирования аспо. Механизм формирования аспо. Формирование аспо на поздней стадии разработки. Особенности формирования.
- •39.Методы борьбы с аспо. Характеристика. Достоинства. Недостатки. Особенности эксплуатации скважин, работа которых осложнена аспо.
- •40.Причины и условия формирования отложений солей различного типа. Виды солеотложений и их характеристика. Классификация, характеристика, область применения методов борьбы с солеотложениями.
39.Методы борьбы с аспо. Характеристика. Достоинства. Недостатки. Особенности эксплуатации скважин, работа которых осложнена аспо.
При больших глубинах скважин нецелесообразны применение для очистки труб скребков и обработка скважин горячей нефтью. Для них более предпочтительно использование химических методов. Проблема борьбы с формированием АСПО в ПЗП на нефтяных промыслах мира в настоящее время решается предпочтительно применением тепловых и химических методов
Выбор метода удаления АСПО тесно связан с составом АСПО и температурой их плавления. При наличии в составе осадков значительного количества парафиновых углеводородов с высокой температурой плавления (церезинов) применение тепловых методов удаления осадков нецелесообразно. Лучшие результаты обеспечивает использование углеводородных растворителей и их композиций.
Тепловые методы основаны на способности парафина плавиться привоздействии тепла и выноситься потоком жидкости. Среди тепловых методов известны:
а) подача в скважину теплоносителей - пара и жидкости;
б) помещение теплоисточника в ствол скважины или на забой - электронагреватели, химические термогенераторы.
в)подача пара в скважину вызывает его конденсацию и охлаждение, поэтому уже на глубине 200-300 м температура жидкости становится ниже температуры плавления парафина;
г)целесообразно использовать ППУА для очистки устьевой арматуры, манифольдов и выкидных трубопроводов, а также поднятого из скважины оборудования и труб;
д) с целью повышения производительности пропарочных работ трубы и штанги рекомендуется очищать, поместив их в специальную камеру.
Электронагрев-один из способов тепловой обработки, состоящий в размещении источника тепла непосредственно в зоне воздействия, и обладающий наибольшей эффективностью: в этом случае удается избежать потерь тепла.
Механические способы борьбы с парафином относятся к наиболее ранним, а вследствие простоты и доступности осуществления применяются и в настоящее время.
В 1948 г. в «Туймазанефти» появились фигурные скребки (рис.3.11), которые крепились к штангам и перемещались вместе с ними. Скребки позволили увеличить межремонтный период работы скважины до 3-5 месяцев. Но выявились и негативные стороны их применения:
а) скребки утяжеляли колонну на 700-1000 кг; 6)требовалась тщательная центровка колонны штанг после установки. В 1950 году начали применяться пластинчатые скребки и штанговращатели. Поворот колонны штанг со скребками при движении вниз на один шаг позволяет получать на НКТ очищенную винтовую поверхность от каждого скребка, которые суммируются при каждом очередном повороте колонны, и образуют часть очищенной трубы.
В последние годы получили применение скребки-центраторы , выполненные из пластика и монтируемые на штангах с помощью специальных термо-пластавтоматов. Применение НКТ с покрытиями в таких скважинах повышает эффективность их эксплуатации. Однако при ходе вниз колонны штанг со скребками-центраторами образуется турбинный эффект, который поворачивает штанги в обратную сторону, раскручивая их. Это приводит к дополнительным ремонтам и вынуждает применять штанговращатели.
Химические методы получили широкое развитие в последние годы, когда были созданы химические реагенты, активно воздействующие на парафин - ингибиторы парафинообразования. Среди них можно выделить несколько классов:
1)смачиватели создают на оборудовании защитную гидрофильную пленку, препятствующую прилипанию кристаллов парафина;
2)диспергаторы стимулируют взвешенное состояние кристаллов;
3)модификаторы взаимодействуют с кристаллами парафина и диспергируют их.
В настоящее время вследствие высокой стоимости химреагентов проблема не в их приобретении, а в экономном использовании. Поэтому на первый план выдвигается разработка наиболее эффективных способов доставки реагентов в скважину. На практике получили применение три способа подачи реагента:
а)залповый - разовая закачка большого объема химреагента в пласт через определенные интервалы времени;
б)затрубный - дозирование в затрубное пространство устьевыми дозаторами;
в)скважинный глубинный - дозирование к приему насоса скважинными дозаторами.
Залповый способ неэкономичен, так как реагент выносится вместе с жидкостью и используется (по результатам исследований) на 20-30%. Учитывая высокую стоимость химических реагентов, особенно импортных, повсеместное применение этого способа вряд ли можно считать оправданным.
При дозировании в затрубное пространство реагент, проходя слой эмульгированной нефти, к приему насосов или башмаку труб поступает лишенным активности. С целью достижения эффекта приходится намеренно увеличивать дозу реагента, что также снижает экономичность дозатора.
Следует иметь в виду еще один фактор: многие реагенты при снижении температуры окружающей среды увеличивают вязкость, а в зимнее время - замерзают. Это затрудняет операции с ними.
Скважинное или глубинное дозирование-способ подачи химреагента непосредственно на прием насоса. Для этой цели используют несколько конструкций скважинных дозаторов.
Скважинные дозаторы монтируют на приеме насосов и подают реагент непосредственно в область приема. Таким образом, реагент имеет высокую температуру, что усиливает его активность и немедленную реакцию. Разработаны конструкции, позволяющие осуществлять регулирование дозы и синхронную работу с насосом.
физические методы борьбы с парафином
К физическим методам относятся:
а) магнитный;
б) акустический;
в) гидродинамический. Магнитный метод базируется на создании магнитного поля в потоке жидкости и образовании центров кристаллизации по всему объему нефтяного потока, что способствует более интенсивному выносу парафина.
Имеются конструкции, представляющие собой магнитные цилиндры, опускаемые в НКТ на проволоке.
Гидродинамические технологии предполагают создание в потоке жидкости ультразвуковых колебаний, которые препятствуют адгезии кристаллов парафина друг к другу и к металлу труб.
специальные покрытия поверхности труб. Для борьбы с отложениями парафина в лифтовых колоннах скважин наиболее широко используются защитные покрытия, в качестве которых применяют полярные (гидрофильные) материалы с диэлектрической проницаемостью 5—8 ед., обладающие низкой адгезией к парафину и имеющие гладкую поверхность. Известно несколько защитных материалов.
Бакелитовый лак относится к материалам полярной группы. Обладает низкой адгезией к парафину. Слабо сцепляется с поверхностью металла, хрупок
Эпоксидные смолы являются слабо полярными материалами, обладают высокой адгезией к металлу и менее низкой сопротивляемостью парафинизации. Стекло из известных материалов имеет наименьшую сцепляемость с парафином и пригодно для использования в любых встречающихся на практике средах. Наиболее эффективны легкоплавкие стекла марки С-89, имеющие температурный коэффициент линейного расширения, близкий к коэффициенту расширения металла.
Стеклоэмали, как и стекло, являются полярными материалами обладают высокой адгезией к стали и низкой сцепляемостью с парафинами (за исключением случаев, когда поверхность эмалевого покрытия пориста). Полиэтилен является продуктом полимеризации этилена. Он обладает высокой морозостойкостью (-70°С), химической устойчивостью в растворах щелочей, солей, кислот (в том числе плавиновой) и водостойкостью. Применяется в покрытиях внутренней поверхности трубопроводов для комплексной защиты (парафин, соли, коррозия).