Билет №46

1. Назначение и технология проведения термометрических исследований скважин.

По данным термометрических исследований скважин выделяют продуктивные горизонты, определяют границы кровли и подошвы пласта, находят интервалы поглощений жидкости.  

Термометрическими исследованиями в скважинах определяют перетоки жидкости в интервале кондуктора или заколонные межпластовые перетоки в стволе скважины. Наличие перетока в интервале кондуктора отмечается выпола-живанием кривой температурного градиента. Повышение или понижение температуры указывает на направление перетока. Технология проведения термометрических исследований заключается в спуске в скважину на кабеле дистанционного высокочувствительного геофизического термометра и выполнение записи температуры по стволу (фоновая запись), а также запись температуры в стволе скважины после создания принудительной депрессии или репрессии на пласт. Запись температуры проводится с привязкой этих значений по глубине ствола скважины. При расшифровке температурных кривых дается заключение о причинах выявленных температурных аномалиях.

2. Принципиальные схемы отстойных аппаратов различного типа.

1-нефтяная эмульсия; 11-нефть; 111-вода; 1-коллектор для подачи нефти; 2-коллектор для сбора нефти; 3-трубный каплеобразователь; 4-перегородка с перетоком; 5-перфорированная перегородка;

3. Категории скважин.

Опорные – бурят для изучения геологического строения и гидрогеологических условий залегания осадочных пород и выявления закономерностей распространения комплексов отложений, благоприятных для нефте-газонакоплений.

2. Параметрические – бурят для более детального изучения геологического строения пород и выявления наиболее перспективных площадей.

3. Структурные – бурят для тщательного изучения структур и для подготовки проекта поисково-разведочного бурения на эти структуры.

4. Поисковые – бурят с целью открытия новых месторождений или для поиска новых залежей нефти или газа.

5. Разведочные – бурят с целью окантуривания месторождения и сбора исходных данных для составления проекта его разработки.

6. Эксплуатационные: добывающие, оценочные, нагнетательные, наблюдательные.

7. Скважины специального назначения – для ликвидации открытых фонтанов нефти или газа, для сброса промысловых вод в непродуктивные горизонты, для разведки и добычи воды, для сооружения подземных газохранилищ.

Билет №47

1. Периодическая эксплуатация уэцн.

Однозначно отрицательный. Причем, как у производителей УЭЦН, так и у потребителей. Периодическая эксплуатация скважин УЭЦН применяется, как вынужденная мера, в ситуациях, когда дебит скважин оказывался настолько меньше производительности УЭЦН, что их не удается согласовать дросселированием ЭЦН.

Хотелось бы еще раз развеять распространенное заблуждение, что кратковременная эксплуатация скважин является разновидностью периодической эксплуатации. Это не так. КЭС принципиально отличается от периодической эксплуатации скважин УЭЦН [2-4]

Несмотря на более частые, чем при периодической эксплуатации включения УЭЦН, при КЭС не происходит снижения МРП оборудования, т.к. за счет «мягкого» пуска, ПЧ позволяет устранить ударные пусковые перегрузки.

По характеру гидродинамических процессов в нефтеносном пласте и добывающей скважине кратковременная эксплуатация ближе к непрерывной эксплуатации, чем к периодической. За время откачки жидкости из скважины (несколько минут) динамический уровень и, следовательно, депрессия на пласт меняются незначительно. Поэтому интенсивность притока жидкости из пласта в скважину также меняется очень слабо. Не происходит при КЭС и таких негативных процессов в ПЗП, как тиксотропное упрочнение структуры нефти в отсутствии ее фильтрации или кольматация ПЗП, которые свойственны периодической эксплуатации скважин.

Откачка жидкости с высокой скоростью при КЭС осуществляется преимущественно из межтрубного пространства над приемом насоса. Поэтому она не сопровождается увеличением выноса мехпримесей.

Не существует опасности замерзания жидкости в арматуре устья скважины и выкидной линии в зимнее время, т.к. при КЭС не выполняется необходимое для этого условие: простой скважины в течение 3 часов при температуре -30 °С. Продолжительность накопления жидкости в скважине при КЭС не превышает 2 часов даже на малодебитных скважинах.

Из сказанного можно сделать однозначный вывод, что КЭС не имеет недостатков периодической эксплуатацией скважин, но достоинства ее сохраняет [3]. После внедрения КЭС необходимости в периодической эксплуатации скважин возникать не будет. КЭС ее полностью исключает.

2. Схема работы гидравлического предохранительного клапана и устройство дыхательного клапана.

Гидравлический предохранительный клапан (рис. 97) пред­назначается для ограничения избыточного давления или вакуума в газовом пространстве при отказе дыхательного клапана, а также при недостаточном сечении его. Предохранительные клапаны рассчитаны на несколько большие давление и вакуум, чем дыха­тельный клапан: на избыточное давление 588 Н/м² и разрежение 392 Н/м². Гидравлический предохранительный клапан устанавли­вают в комплекте с огневым предохранителем. Предохранитель­ный клапан заливают незамерзающими неиспаряющимися мало­вязкими жидкостями (раствор глицерина, этиленгликоль и др.), образующими гидравлический затвор, через который выходит газ с воздухом или входит («вдох») воздух. На рис. 97, а показан момент, когда давление в газовом пространстве резервуара выше расчетного и газ сбрасывается в атмосферу через предохранитель­ный клапан. На рис. 97, б изображено положение, когда дыхательный клапан не сработал и образовавшийся в газовом пространстве резервуара вакуум стал настолько большим, что поступление воздуха в резервуар происходит через предохранительный клапан. На рис. 97, в показан случай, когда давление в газовом про­странстве резервуара и атмосферного воздуха одинаково.

Огневые предохранители устанавливают на резервуарах в ком­плекте с дыхательными и предохранительными клапанами и они предназначаются для предохранения газового пространства ре­зервуара от проникновения в него пламени через дыхательный или предохранительный клапан.

Дыхательные клапаны (рис. 96) рассчитаны на избыточное давление или вакуум в газовом пространстве резервуара 20 • 9,81 Па (20 мм вод. ст.). Дыхательный клапан работает следующим об­разом. При повышении давления внутри резервуара клапан 3 Поднимается, и лишний газ выходит в атмосферу, а при понижении давления внутри резервуара открывается клапан 1, и в резервуар поступает воздух. Клапан 1 и 3 могут быть отрегулированы на опрелделенное давление и подниматься только в том случае, когда давление или разряжение внутри резервуара достигнет определенной величины. Над клапанами имеются съемные люки, через которые вынимают клапаны для осмотра и ремонта.

Размер дыхательных клапанов выбирают в зависимости- от допускаемой пропускной способности их. Дыхательный клапан является ответственным элементом обо­рудования резервуара.

Рис. . Дыхательный клапан:

1 — корпус; 2 — клапан для подачи воздуха; 3 —клапан для выхода паров; 1-вход воздуха;11-выходящие пары4