- •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.
12.Исследование скважин, оборудованных шгн. Теоретическая динамограмма.
Динамометрия ШСНУ Снятие диаграммы нагрузки на полир-ый шток в зависимости от хода называется динамометрией ШСНУ. Она осущ-ся силоизмерительным регистрирующим прибором динамометром. Сопоставление снятой на ШСНУ динамограммы с теорет-ой позволяет выяснить отклонения от норм-ой работы установки в целом и дефекты в работе самого ШСН. Регулярное обследование ШСНУ яв-ся обяз-ным, т.к. позволяет своевременно предотвратить более серьезные осложнения. Динамограмма позволяет уточнить режим откачки и по возможности его улучшить. Известны динамографы механич-ие, гидравл-ие, электр-ие, электромагн-ые, тензометрич-ие и др. Наибольшее распространение получили гидравлические динамографы.
Динамометрирование ШСНУ дает важную информацию о работе установки в целом. На автоматизированных промыслах оно осуществляется дистанционно из центрального диспетчерского пункта. С этой целью СК оборудуются специальными тензометрическими датчиками усилий и датчиками хода полированного штока.
13.Основные принципы расшифровки практических динамограмм.
Теорет-ая динамограмма показана на рис. 13. На нее наложена (пунктиром) типичная фактическая динамограмма исправного насоса, спущенного на небольшую глубину и работающего в условиях отсутствия газа.
Линия аб означает деформацию штанг и труб и отражает процесс воспринятия штангами нагрузки от веса жид-ти. Это происходит при перемещении штока на величину , начиная от н. м. т.
Линия бв полезный ход плунжера, во время которого стат-ая нагрузка на шток равна весу штанг и жид-ти.
Рис. 13. Теор-ая динам-ма (сплошная линия), совмещенная с факт-ой (пунктирная линия), нормально работающей штанговой насосной установки при малых глубинах
Точка в соответствует верхней мертвой точке (в. м. т.). Линия вга ходу вниз, при кот-ом также штанги и трубы деформ-ся, но в обратном порядке, так как нагнет-ый клапан откр-ся, штанги теряют при этом нагрузку и сокращаются, а трубы (всас-ий клапан закрывается) приобретают ее и удлиняются. Реальная динамограмма всегда отличается от теор-кой. Превышение пунктира над линией бв означает появление доп-ых нагрузок, связанных с инерцией системы и трением, этим же объясн-ся снижение пунктирной линии по отношению к линии га при ходе вниз. Изучение снятой динамограммы и ее сопоставление с теор-ой позволяет выяснить ряд дефектов и неполадок в работе ШСНУ. Так, смещение точек б и г вправо означает пропуски в нагнетательной части насоса в результате растягивания во времени процесса перехода нагрузки РЖ с труб на штанги. Пропуск в нагнет-ой части приводит к заполнению объема цилиндра, высвобождаемого плунжером, перетекающей жид-ью и, т.о., создает на плунжер подпор снизу. Чем больше утечки в нагнет-ой части, тем сильнее смещение точек б и г вправо.
При пропуске в приемной части (всасывающий клапан) происходит обратное явление. Точки б и г смещаются влево. Утечки жид-и в приемной части раньше времени снимают подпор плунжера снизу и штанги воспринимают вес жидк-и быстрее. На динамограмме отражается вредное влияние газа, попадающего в ШСН. В этом случае переход от точки в к линии аг происходит плавно, что означает сжатие газа в цилиндре под плунжером. Динамограммы позволяют выявить правильность посадки плунжера в цилиндре. Появление короткого спада нагрузки вблизи н. м. т., ниже Ршт, свидетельствует об ударе плунжера о всасывающий клапан. Резкое снижение нагрузки ниже Р = Рш + Рж вблизи в. м. т. означает выход плунжера из цилиндра насоса (если насос невставной), а появление пика у в. м. т. удары плунжера об ограничительную гайку цилиндра в случае вставного насоса (рис. 14).
Рис. 14. Отражение дефектов работы штангового насоса на динамограмме:
а пропуски в нагнет-ой части, б пропуски во всас-ей части, в влияние газа, г низкая посадка плунжера, д выход плунжера из цилиндра трубного насоса, е удары плунжера о верхнюю ограничительную гайку вставного насоса