- •1.Технологии освоения нефтедобывающих скважин.
- •2.Функции системы сбора и подготовки скважинной продукции.
- •3.Причины обводнения нефтедобывающих скважин
- •1.Способы регулирования подачи и напора уэцн.
- •1.Способы регулирования подачи ушсн.
- •2.Схема двухтрубной системы сбора нефти.
- •3.Коэффициенты обводненности и водонасыщенности. Методы их определения.
- •1.Технология проведения и назначение динамометрирования ушсн.
- •2.Схема однотрубной системы сбора нефти.
- •3.Влияние анизотропии коллектора на образование конусов подошвенной воды.
- •Экзаменационный билет № 5
- •3.Область применения нефтедобывающих скважин с горизонтальными окончаниями.
- •3.Основные законы фильтрации жидкости в пористой среде.
- •1.Технология глушения скважин.
- •2.Системы сбора нефти, газа и воды на морских месторождениях, расположенных вдали от берега.
- •3.Особенности разработки трещиновато-поровых коллекторов.
- •1.Технологии предупреждения и удаления аспо в скважинах, оборудованных ушсн.
- •2.Принципиальная схема Спутника-а.
- •3.Виды и назначение площадных систем заводнения.
- •1.Виды несовершенства скважин и его учет.
- •2.Графоаналитический метод определения диаметра трубопровода.
- •3.Эксплуатация залежи в режиме растворенного газа.
- •1.Область применения винтовых установок уэвн и ушвн.
- •2.Принципиальная схема Спутника-в.
- •3.Виды и назначение рядных систем заводнения.
- •1.Технологии предупреждения и удаления аспо в скважинах, оборудованных уэцн.
- •2.Классификация трубопроводов.
- •3.Основные виды внутриконтурного заводнения.
- •1.Показатели использования фонда скважин.
- •2.Определение потерь напора на трение для всех режимов течения жидкостей.
- •3.Источники пластовой энергии.
- •1.Виды гтм, применяемых на нагнетательных скважин.
- •3. Режимы эксплуатации залежей.
- •1.Технология исследования нагнетательных скважин.
- •2. Методы определения оптимального диаметра трубопровода.
- •3. Разработка нефтегазовых залежей с газовой шапкой.
- •1.Методы снижения пусковых давлений газлифтных скважин.
- •2.Схемы газосборных коллекторов.
- •3.Виды неоднородности коллекторов.
- •1.Параметры, контролируемые при выводе скважин на режим.
- •2.Состав и структура солеотложений в системе сбора скважинной продукции.
- •3.Зоны разделы фаз в нефтегазовых залежах с краевыми водами.
- •1.Особенности насосной добычи нефтей с большим газосодержанием.
- •2.Методы удаления солеотложений в системе сбора скважинной продукции.
- •1.Определение коэффициента подачи ушсн.
- •1.Состав и классификация аспо в системе сбора скважинной продукции.
- •3.Критерии выбора объектов для проведения грп.
- •2.Основные факторы образования аспо в системе сбора скважинной продукции.
- •3.Технологии регулирования разработки нефтяных месторождений.
- •3.Технология и назначение форсированных отборов нефти.
2.Состав и структура солеотложений в системе сбора скважинной продукции.
По преимущественному содержанию органические соли в 3 группы солей: карбонатные, сульфатные и хлоридные.
Самыми распространенными явл-ся карбонатные. Это объясняется присутствием карбонатов в горных и осадочных породах, а также их высокой растворимостью. Карбонатные соли образуют гипсовые отложения в трубах уменьшая их поперечное сечение. Структура отложений им-т 3 характерных вида:
плотные микрокристаллические отложения, сравнительно однородными кристаллами длиной до 5 мм.
плотные отложения преоблоданием кристаллов гипсов средних размеров 5-12 мм, с включением твердых и жидких УВ.
Плотные крупнокристаллические отложения. Крупные кристаллы гипса длиной 12-25 мм образуют каркас м/у ними находятся более мелкие кристаллы и УВ соединения.
Отложения всех 3-х видов образуются в НКТ, в хвостовиках, устьевой арматуре и системе подготовки нефти и воды.
3.Зоны разделы фаз в нефтегазовых залежах с краевыми водами.
На нефтяных и газовых месторождениях нефть и газ залегают совместно с подземными водами. При этом происходит их естественная сепарация по плотности: самое высокое положение занимает газ, ниже залегает нефтенасыщенная часть пласта, а еще ниже — водонасыщенная. Эти участки пласта условно отделяются друг от друга поверхностями газонефтяного (ГНК) и водонефтяного (ВНК) контактов. Наличие в нефтяных месторождениях изолированных газовых залежей и многообразие типов подземных вод обусловливают и различное положение контактов между газом, нефтью и водой. В частности, для нижних краевых вод положение контакта нефть—вода определяется двумя контурами: внешним и внутренним (см. рис. 26). Внешний контур проводится по кровле нефтеносного пласта, а внутренний — по подошве. Часть пласта, расположенная между внутренним и внешним контурами нефтеносности, содержит вверху нефть, внизу воду и называется приконтурной зоной.
ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ № 17
1.Особенности насосной добычи нефтей с большим газосодержанием.
Влияние газа в откачиваемой жидкости учитывается коэффициентом наполнения цилиндра насоса. Он равен отношению объема жидкости Vж, поступившей в насос, ко всему объему смеси Vсм , состоящему из объема жидкости Vж и объема свободного газа Vг :h1¢=Vж /Vсм=Vж /_Vг+Vж=_1/Vг+Vж.
Все известные методы и способы борьбы с вредным влиянием газа могут быть разделены на две группы:
1.Методы, применяемые для предотвращения попадания свободного газа в насос (отделение газа от жидкости на приеме насоса или ниже его).
2. Методы, применяемые для снижения вредного влияния попавшего в насос свободного газа.
Для снижения вредного влияния свободного газа на работу скважинного штангового насоса в настоящее время используются следующие способы:
— увеличение давления на приеме насоса за счет его большего погружения под динамический уровень, что снижает количество свободного газа на приеме насоса;
— снижение коэффициента мертвого пространства за счет использования насосов специальной конструкции (например, с двумя нагнетательными клапанами), а также за счет правильной посадки плунжера в цилиндре насоса (за счет точной подгонки длины штанговой колонны с учетом упругих деформаций штанг и труб);
— увеличение длины хода плунжера; при этом снижается доля объема мертвого пространства в объеме, описываемом плунжером;
— увеличение коэффициента сепарации свободного газа у приема насоса.
Методы для предотвращения попадания свободного газа в насос основаны на применении гравитационных газосепараторов (газовых якорей). Большинство якорей сконструировано, таким образом, чтобы направить поток жидкости на прием насоса сверху вниз, и при этом максимально снизить скорость потока. В результате, определенная доля газа будет всплывать вверх и уходить в затрубное пространство.
Рис. Принципиальные схемы гравитационных газовых сепараторов: I — нефть; II — газожидкостная смесь; III — газ
1 — обсадная колонна; 2 — колонна НКТ; 3 — колонна штанг; 4 — глубинный насос; 5 — продуктивный пласт; 6 — перфорированные отверстия; 7 — прием насоса (всасывающий клапан); 8 — отводная трубка; 9 — пакер; 10 — приемная труба; 11 — внутренняя трубка