Ответы к экзу 2025 Подгорнов

72. Оборудование устья скважины при эксплуатации её ЭЦН.

1 – крестовик, соединённый с обсадной колонной. Имеет специальное отверстие для применения эхолота или других приборов.

2 – разъёмный конус, на котором подвешивается НКТ;

3 – резиновое уплотнение, расположенное над конусом и герметизирующее место вывода труб и кабеля;

4 – кабель

5 – разъёмный фланец, поджимающий уплотнение

6, 7 – колено труб с обратным клапаном, через который затрубное пространство соединяется с выкидом из НКТ. Обратный клапан предназначен для отвода затрубного газа в линию нефтесбора.

Рабочее давление 14 или 21 МПа (давление, на которое рассчитан устьевой сальник – 4 МПа). Диаметр условного прохода – 65 мм.

Вариант из интернета:

Слайд про УЭЦН с семинара:

73. Оборудование устья скважины при эксплуатации её штанговым насосом.

Инфа из инета:

Для обеспечения надежной эксплуатации штанговых насосов важно, чтобы устье скважины было оборудовано необходимыми элементами.

Основные компоненты:

- Арматура для подвески НКТ (собирается из планшайбы и муфты). В неё входит колонный фланец, планшайба, НКТ, верхняя (опорная) муфта, тройник

(служит для отвода продукции скважины), сальник (предназначен для герметизации тройника и полированного штока), полированный шток, головка

(крышка) сальника.

-Заглушка устья: предотвращает попадание загрязнений в скважину и обеспечивает герметичность.

-Клапан обратный: предотвращает возврат жидкости в скважину, когда насос не работает.

-Трубопровод: соединяет насос с источником жидкости и обрабатывает избыточное давление.

-Манометр: используется для контроля давления в системе.

74. Оборудование устья скважины при эксплуатации её газлифтом.

Система Газлифта предназначена для добычи жидкости газлифтным способом из условно-вертикальных и наклонно-направленных скважин.

На устье устанавливается фонтанная арматура.

Слайд с инфой с семинара, но на нём нет инфы про оборудование устья

Ниже инфа из инета:

Оборудование устья:

Ниже доп инфа:

75. Колонные и трубные головки на устье скважины.

Колонная головка — это устройство, устанавливаемое на устье скважины.

Сборка колонных головок обеспечивает (из лекции):

-подвеску обсадных и лифтовых колонн;

-герметизацию межколонных пространств;

-контроль и регулирование давления в межколонных пространствах;

-монтаж блока ПВО при бурении и капитальном ремонте скважины;

-возможность осуществления натяжения обсадных колонн;

-установку фонтанной арматуры или сальникового устройства при эксплуатации скважины.

Для нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин выбор типа колонной головки зависит от пластового давления. В промысловой практике применяют колонные головки двух типов: клиновую ГКК и муфтовую ГКМ. Наиболее распространена колонная головка клиновая. Она предназначена для обвязки эксплуатационной, промежуточных колонн и кондуктора.

Конструкция большинства колонных головок предусматривает последовательную клиновую подвеску обсадных колонн, герметизацию межтрубного пространства, возможность для контроля давления в нём и отбора или подкачки жидкости, возможность монтажа противовыбросового или фонтанного оборудования.

Доп инфа про колонные головки:

Трубная головка – это элемент фонтанной арматуры, который располагается на устье нефтяной или газовой скважины.

76. Оборудование устья газовой скважины. (Со слов Подгорнова)

Газовые скважины, как правило, эксплуатируются в фонтанном режиме.

1-ое отличие. Основное отличие от арматуры нефтяной скважины заключается в том, что в газовых скважинах зачастую уровень устьевого давления значительно выше.

Это происходит, поскольку в нефтяной скважине столб нефти в значительной степени компенсирует пластовое давление, в то время как в газовой скважине это давление практически не компенсируется.

В результате в газовой скважине, в отличие от нефтяной, обычно давление на устье практически такое же высокое, как и в пласте.

2-ое отличие. В связи с этим применяются повышенные требования к герметичности оборудования. Метод соединения элементов чаще всего фланцевый, в котором имеется канавка для уплотнительных колец и в зависимости от предполагаемого давления применяются различные уплотнения.

При условиях высокого давления газовой скважины применяется уплотнение для повышенных давлений. Оно отличается от обычного тем, что кроме самого уплотнительного кольца, фланцы сами по себе плотно примыкают друг к другу,

создавая дополнительное сопротивление потоку, то есть дополнительную герметичность.

3-е отличие. Возникновение, кроме выноса песка, ещё и газогидратов.

Проблема выноса песка решается аналогично с нефтяными скважинами.

Проблема газогидратов решается применением специальных ингибиторов против гидратообразования и против коррозионного воздействия, в связи с чем устье газовой скважины кроме фонтанной арматуры оснащается дополнительными средствами для подачи ингибиторов

Ниже не со слов Подгорнова:

77. Параметры, характеризующие гранулометрический состав горных пород.

Ответ на данный вопрос смотри в вопросе 14

78. Влияние типа конструкции ПЗС на гидродинамическую связь с коллектором.

Тип конструкции ПЗС влияет на гидродинамическую связь с коллектором,

поскольку создаёт дополнительные сопротивления движению потока. Это называют гидродинамическим несовершенством по характеру вскрытия.

Гидродинамическое совершенство по характеру вскрытия может быть достигнуто только при схеме заканчивания полностью открытым стволом, однако такая схема применяется крайне редко из-за значительных трудностей,

вызываемых подобной схемой заканчивания.

Во всех остальных случаях за счёт конструкции ПЗС создаются дополнительные фильтрационные сопротивления.

1 тип забоев. Сплошное цементирование. Тип забоя, который позволяет решить проблему неустойчивости стенок скважины, однако критически