- •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.
11.Станки-качалки. Основные принципы проектирования шсну.
СК различ-ся по грузопод-ти, длине хода. Д/1 гр-пы с/н необ-мы приводы с макс.нагр-ой в ТПШ 60 и 80кН. СК сост-т их балан-ра, гол-ки бал-ра, стойки, шатуна, кривошипа, ред-ра, привод-го дв-ля и противовесов. Упр-ие назем-м обор-м осущ-ся спец-ой станцией упр-ия. СК, ред-р и дв-ль мантир-ся на метал-ой раме, кот.устан-ся на бетон-м основании. Гол-ка бал-ра имеет канатную подвеску, кот.соед-ся м полир-м штоком с пом-ю траверсы. Ред-р предназ-н д/сниж-ия числа обор-в дв-ля и увел-ия крут-го мом-та. Кривошип соед-ся шатунами с балан-м.
В процессе эксплуатации нефтяного месторождения меняются условия работы отдельных скв-н. Продукция обводняется, пластовое давл-е сниж-ся, увел-ся приток газа, сниж-ся дебит, пониж-ся уровень жид-ти. Однако не всегда удается выбрать оборудование, в том числе и СК, кот-ое наилучшим образом соответс-ло бы сложившимся в данный момент усл-ям. СК остается на весь период насосной эксплуатации, так как его замена связана с переделкой фундамента и сопряжена с др. большими трудностями. Расчет ШСНУ при откачке газированной жидкости наиболее сложен, поэтому остановимся на нем подробнее.
1.По уравнению притока или по индикаторной линии определяется забойное давление, соответствующее отбору жидкости Q.
2.Из точки, соответствующей принятому забойному давлению рс, рассчитывается по шагам и строится линия распределения давления р(х) (рис. 19, кривая 1) «снизу вверх» для условия движения по обсадной колонне жидкости с расходом Q при пластовом газовом факторе Г0.
Рис.13. Проектирование глубины подвески штангового насоса с помощью кривых распределения давления
3.В процессе построения кривой распределения давления по шагам определяется расходное газосодержание на каждом интервале (шаге). По этим данным строится кривая распределения расходного газосодержания (х) (рис.19, кривая 2} и одновременно кривая распределения приведенного газового фактора R(x) (рис.19, кривая 3), т. е. зависимость газового фактора, приведенного к данным термодинамическим условиям, от глубины.
4.На горизонтальной линии давлений, проведенной от устья скважины (рис.13), откладывается устьевое давление ру, при котором продукция скважины будет поступать в нефтесборную сеть.
6.От устьевого давления ру строится новая кривая распределения давления р(х) по методу «сверху вниз» для расхода жидкости, соответствующего дебиту скважины при выбранном диаметре НКТ, и для газового фактора с учетом сепарации на приеме насоса (рис.13, кривая 4).
В штанговой насосной установке ГЖС движется по кольцевому зазору между НКТ и штангами.
7. Предварительно задаваясь наиболее вероятными значениями остальных коэффициентов, влияющих на подачу насоса, такими как коэффициенты потери хода 2, утечек 3 и коэффициент усадки 4, или делая их предварительные оценки для наиболее вероятных параметров откачки, определяем коэффициент подачи = 1234.
8.Оценив коэффициент подачи и зная дебит скважины, определяем возможные размеры насоса (площадь сечения плунжера) и параметры откачки S и n.
9.Типоразмер СК выбирается по максимальным нагрузке на головку балансира и крутящему моменту на валу редуктора, которые не должны превышать рекомендованные для данного СК и указанные в паспортной характеристике.
14.Ориентировочно СК, насос и параметры откачки могут быть выбраны с помощью таблиц, в которых приводятся размеры насосов, глубины их спуска, размеры штанг и подачи насоса при тех или иных S и n. Кроме того, для той же цели составлена диаграмма (А. Н. Адонин), позволяющая по заданному дебиту и глубине спуска насоса определить диаметр цилиндра насоса и тип СК.