Экзаменационный билет № 1

1. Распределение давления в пласте и скважине.

Распределение давления в пласте вокруг работающей скважины является логарифмическим, что представлено на рисунке.

Давление на контуре питания Р_к является пластовым статическим давлениемР_пл.ст , в дальнейшем просто Р_пл (Р_пл.ст - статическое пластовое давление - давление, которое существует в системе до момента отбора продукции, т.е. когда Q= 0). Давление вокруг работающей скважины в любой точке пласта (между давлением на забое скважины и давлением на контуре питания) называется динамическим пластовым давлением Р. Динамическое пластовое давление на стенке скважины будем называть забойным давлением Р_заб.

Разность между статическим и динамическим пластовыми давлениями называется депрессией ΔР:

2. Технологическая схема бескомпрессорного газлифта. Внутрискважинный газлифт.

При бескомпрессорном газлифте природный газ под собственным давлением поступает из скважин газовых или газоконденсатных месторождений. Там же осуществляется его очистка и осушка. На нефтяном промысле иногда его только по­догревают. Если нефтяная и газовая залежи залегают на одной площади, то при достаточно высоком давлении в газовой залежи может быть организован внутрискважинный бескомпрессорный газлифт. Его отличительная особенность - поступление газа из выше- и нижезалегающего газового пласта непосредственно в нефтяной скважине. Бескомпрессорный газлифт имеет более высокий КПД чем компрессорный. Из-за отсутствия компрессорной станции по­зволяет наиболее полно использовать энергию природного газа, но требует затрат на строительство газопроводов и установок по подготовке газа. Кроме того, необходимо обеспечить непре­рывную связь между газовым и нефтяным месторождением и обеспечить полную утилизацию попутного и природного газа

3. Схема открытого забоя скважины. (Г)

Экзаменационный билет № 2

1. Условия и методы притока жидкости и газа в скважине

Движение пластовой жидкости осуществляется в трех системам: пласт-скважина-коллектор.

Приток жидкости в скв. Происходит под действием разницы между пластовым и забойным давлением.

2. Оборудование устья газлифтных скважин.

Оборудование газлифтных скважин аналогично оборудованию фонтанных. На устье устанавливается упрощенная фонтанная арматура, обвязка, которая зачастую позволяет подавать газа в затрубное пространство и в НКТ.

1) Колонная головка

2) Трубная головка – для подвески фонтанных труб и герметизации кольцевого пространства между фонтанными трубами и эксплуатационной колонной.

Состоит из:

• Крестовины

• Тройника

• Переводной катушки

3) Фонтанная елка – для направления продукции скв. , регулирования отбора жидкости и газа, для проведения различных исследовательских и ремонтных работ, а так же для закрытия скв.

4) Манифольд – для обвязки устья скв.

5) Задвижки

6) Трансформатор

3. Схема закрытого забоя скважины.

Экзаменационный билет № 3

1. Виды и коэффициент гидродинамического несовершенства скважин.

Виды гидродинамического несовершенства скважин:

• по степени вскрытия - скважина вскрывает пласт не на всю толщину.

• по характеру вскрытия – вскрывают пласт на всю толщину, но скв. Обсажена и перфорирована.

• По степени и характеру вскрытия – вскрывают пласт не на всю толщину и скв. Обсажена и перфорирована.

Величина коэффициента зависит от степени вскрытия пласта, плотности перфорации, длины и диаметра перфорационных каналов

2. Конструкция, основные характеристики, условия работы насосных штанг.

Насосные штанги -  стержень круглого поперечного сечения с высаженными концами, на которых располагается участок квадратного сечения и резьба. Резьба служит для соединения штанг с муфтами, а участок квадратного сечения используется для захвата штанги ключом при свинчивании и развинчивании резьбового соединения.

Хар-ка: такие же, как НКТ только меньшего диаметра – 16, 32 мм; они легче; полые; дина – 8-10 м; может быть добор до 2-5 м.

Назначение: Соединяют плунжер со станком качалкой.

3. Схема забоя скважины с фильтром -хвостовиком.

Экзаменационный билет № 4

1. Контроль и регулирования процесса разработки месторождений.

4 стадии разработки:

• 1 стадия – интенсивное разбуривание месторождения.

• 2 стадия – сохранение достигнутого наибольшего годового уровня добычи нефти.

• 3 стадия – падение добычи нефти, вследствие извлечения из недр большой части запасов.

• 4 стадия – завершает период разработки, характеризуется дальнейшем снижением добычи нефти при низких темпах разработки.

По данным контроля разработки месторождения составляют: карты разработки месторождения, карты Изобар – чтобы знать распределение давления.