- •1.История создания н-г отрасли в России.Вклад отечественных ученых и специалистов в ее развитие.Осн.Росс. Н-г-добывающие компании.
- •2.Поиски нефти и развитие нефтяной промышленности в Тат. Современное состояние и перспективы. Основные нефтедобывающие предприятия.
- •3. Значение нефти и газа для современного гос-ва и развития цивилизации. Мировые показатели добычи нефти и газа.
- •4.Добыча и использование нефти в древности. Осн. Причины, к-рые способствовали и способствуют бурному развитию нефтегазовой отрасли.
- •5. Запасы ув на Земле и их состояние. Важнейшие нефтегазоносные бассейны и провинции страны и мира
- •6.Нефть – состав, влияние на окр.Среду, физ.Свойства и ед-цы их измерения.
- •7.Классификация нефти. Основные примеси влияющие на качество нефти.
- •8.Прир.Горючие газы и газы нефтяных месторождений.Основные физ.Характеристики.
- •9. Поиск, разведка и освоение углеводородных месторождений.
- •10.Гиротеза происхождения нефти и условия залегания в недрах Земли.
- •11.Давление и температура в недрах Земли. Физ.Св-ва воды, нефти и газа в пластовых условиях.
- •13.Скважи и ее элементы. Классификация скважин в нефтяной промышленности.
- •15.Основные способы бурения и их принципиальные особенности.
- •16. Цикл строительства скважин.
- •17. Особенности бурения скважин в интервалах продуктивных пластов.
- •18. Опробование продуктивных пластов в процессе бурения.
- •19.Пластовая энергия и силы, действующие в залежах нефти и газа.
- •20. Режимы работы нефтяных и газовых залежей. Термины применяемые в нефтепромысловой практике.
- •21.Нефтеотдача и газоотдача. Методы воздействия для их повышения.
- •22 Приток нефти и газа в скважину.
- •23.Потенциальный и оптимальный дебит скважины. Несовершенство скважин.
- •24. Технологии освоения скважин
- •25. Регулирование процесса разработки нефтяных залежей.
- •26 Разработка нефтяных и газовых залежей. Осн. Технологические параметры и их изменение в процессе разработки.
- •27.Системы разработки. Характеристики и показатели.
- •28. Особенности разработки газовых и газоконденсатных залежей и эксплуатация газовых скважин.
- •29.Системы разработки с воздействием на продуктивные пласты
- •30 Конструкция забоев скважины.
- •2.1 Наземное оборудование для бурения скважин и способы его монтажа
- •2.2 Бурильная колонна, её состав, назначение.
- •2.3 Разрушение г.П. И инструменты для ее разрушения
- •2.4 Механизмы вращения долота и принцип их действия.
- •2.5 Режимы бурения его параметры и влияние на показатели бурения
- •2.6 Осложнения при бурении скважин, способы предупреждения и ликвидация.
- •2.7 Бурение скважин в заданном направлении
- •2.8 Цель крепления скважин. Технология, обсадные трубы.
- •2.9 Насосно-компрессорные трубы нкт
- •2.10 Буровые растворы. Классификация, состав, свойства, назначение.
- •2.11 Обоснование числа обсадных колонн и глубины их спуска при бурении скважин
- •2.12 Цементирование обсадных колонн. Способы цементирования, тампонажные материалы.
- •2.13 Штанговые насосы и насосные штанги
- •2.14 Производительность штанговых насосов.
- •2.15 Нагрузки, действующие на штанги и станок-качалку. Уравновешивание станков-качалок
- •2.16 Винтовые электронасосы. Принцип действия, производительность.
- •2.17 Станки качалки балансирные и безбалансирные
- •2.18 Коэффициент подачи шну.
- •2.19 Оборудование устья фонтанных и насосных скважин
- •2.20 Эксплуатация скважин шну
- •2.21 Фонтанный способ эксплуатации скважин
- •2.22 Эксплуатация скважин погружными центробежными насосами.
- •2.23 Газлифтная эксплуатация скважин. Компрессорные и бескомпрессорные газовые лифты.
- •2.24 Сбор и подготовка продукции скважин на промыслах
- •2.25 Одновременная раздельная эксплуатация скважин
- •2.26 Промысловая подготовка нефти.
- •2.27 Сбор, подготовка и транспортировка газа
- •2.28 Транспортировка нефти и нефтепродуктов на дальние расстояния.
- •2.29 Магистральные нефтепроводы
- •2.30 Методы увеличения производительности скважин.
2.14 Производительность штанговых насосов.
Общее количество жидкости, которое подает насос за единицу времени, называют его подачей. Подачу обычно подсчитывают за сутки и выражают в массовых единицах – тоннах (т/сут). За один ход плунжера вниз и вверх насос подает объем жидкости, равный объему цилиндра, описываемому плунжером.
V = F S; где: F - площадь сечения плунжера, S – длина хода плунжера,
Обозначив число ходов цилиндра через n, подача насоса в объемных единицах
V = F S n ,Умножив выражение на число минут в сутках (60· 24 = 1440) V =1440 F S n
Теоретическая подача штангового насоса
Qт = 1440 F S n ρ
Фактическая подача штангового насоса Q = 1440 F S n ρ η
2.15 Нагрузки, действующие на штанги и станок-качалку. Уравновешивание станков-качалок
В процессе работы глубинного насоса штанги выдерживают значительные знакопеременные нагрузки при ходе верх и вниз, усилия от продольных колебаний и изгиба, влияния температуры, коррозийной жидкости. Насосные штанги и трубы, находящиеся в скважине, испытывают нагрузку от собственной силы тяжести и находятся в растянутом состоянии. В процессе работы на них действует также сила тяжести столба жидкости. При ходе головки балансира вверх в начальный периоде движения штанги растягиваются, а плунжер остается неподвижным. В результате удлинения штанг и труб под действием статических нагрузок, которые определяются весом штанг, труб и массой столба жидкости во них, действительный ход плунжера будет меньше хода точки подвеса штанги к балансиру. Под действием сил инерции длина хода плунжера несколько увеличивается по отношению хода точки подвеса штанг. Общий коэффициент подачи насосной установки с учетом действительного хода плунжера n = n1 + n2 , где n1- коэффициент, учитывающий упругие удлинения труб и штанг от действия статических сил, n2 – коэффициент, учитывающий выигрыши хода за счет инерционных сил.
Максимальные статические нагрузки Рст штанги испытывают в точке подвеса при ходе плунжера вверх от собственной силы тяжести и силы тяжести жидкости в трубах над плунжером Рст = (Рж + Ршт)g + Ртр , гд е Рж,, Ршт – силы тяжести штанг и жидкости, Ртр
– силы трения штанг о трубы и плунжера о стенки цилиндра.
При ходе плунжера вверх на головку балансира действует давление столба жидкости на плунжер и сила тяжести насосных штанг. При ходе плунжера вниз - только сила тяжести штанг. Такое резкое колебание нагрузок приводит к ускоренному износу всех узлов станка, ненормальному режиму работы электродвигателя. Для устранения колебаний нагрузки станок-качалку уравновешивают противовесами (контргрузами).
Уравновешивают тремя способами: размещают противовес на заднем конце балансира (балансирный), на кривошипах (роторный) или одновременно на балансире и кривошипах (комбинированный способ уравновешивания). Для равномерной нагрузки штанги уравновешивают полностью, а столб жидкости наполовину. При балансирном уравновешивании масса противовеса, устанавливаемого на заднем конце балансира G (кг) определяют по формуле: G = а/с ( Рж/2+ Р ш)
где c – расстояние от оси качания О до середины контргруза
Рж – масса жидкости в трубах до динамического уровня, кг
Рш – масса штанг, кг.