- •150. Назначение и условие применения дожимных кс (дкс)
- •151 Структурная схема контроля при капитальном ремонте скважин
- •153.Основные типы конструкций скважин в различных геологических условиях. Причины, приводящие к нарушению ок
- •154. Оценка величины и направления заколонных перетоков жидкости с помощью методов термометрии.
- •155. Основные задачи контроля технического состояния фонда скважин. Причины, приводящие к нарушению технического состояния скважин.
- •156. Конструкции специальных видов ок и их использование при контроле выработки продуктивных пластов
- •157 Основные виды и направления заколонных перетоков пластовых вод при нарушении герметичности цементного камня
- •158. Применение индикаторных жидкостей при контроле технического состояния скважин. Виды индикаторных жидкостей. Основные требования, предъявляемые к индикаторным жидкостям.
- •159. Способы регистрации индикаторных жидкостей.
- •160. Контроль дебитов многопластового объекта разработки с помощью естественных индикаторов микрокомпонентов продуктивных пластов.
- •161. Комплекс методов для оценки величины и состава, поступающей из пласта жидкости.
- •162 Использование индикаторных жидкостей для оценки наличия межпластовых перетоков
- •164. Основные нарушения целостности обсадной колонны и причины их появления.
- •165. Способы выявления нарушения целостности обсадной колонны. Скважинный акустический телевизор (сат) и его использование для контроля качества обсадной колонны.
- •166 Контроль технического состояния обсадной колонны.Методы контроля, решаемые задачи
- •167. Технологическая карта (алгоритм) исправления негерметичности обсадной колонны.
- •168. Контроль состояния цементного камня за колонной. Методы контроля и решаемые задачи.
- •169. Основные технологические приемы контроля при проведении геолого-технических мероприятий в обсаженной скважине (дополнительная перфорация, грп и др.).
- •170. Основные причины загрязнения горизонтов питьевых вод. Способы прямой и косвенной оценки осолонения горизонтов питьевых вод.
- •171. Комплекс методов контроля для оценки и предотвращения загрязнения экологической системы
- •172.Алгоритм исправл.Некач цк и закол.Перетоков
- •173. Применение индикаторных жидкостей при контроле технического состояния скважин. Виды индикаторных жидкостей. Основные требования, предъявляемые к индикаторным жидкостям.
- •176. Понятие о дифференциальных методах контроля. Комплексирование дифференциальных методов контроля в зависимости от конструкции обсадной колонны и минерализации пластовой воды.
- •178. Осн.Экол.Законы
- •179. Оценка состюпзп при крс
- •181.Понятие о системах сбора и подготовки нефти, газа и воды. Требования к системам сбора и подготовки
- •182.Сепарация газа от нефти. Оптимизация процессов сепарации.
- •185.Расчет производительности сепараторов.
- •186.Промысловые нефтегазовые сепараторы.
- •187. Продукция нефтяных скважин. Способы выражения состава нефти и газа.
- •188. Измерение продукции нефтяных скважин
- •189. Технические средства для измерения продукции нефтяных скважин
- •190. Промысловые сборные трубопроводы. Классификация трубопроводов.
- •191. Принципы прроект-ния пром. Тр-в
- •192.Гидравлический расчет простого и сложного нефтесборного трубопровода.
- •193. Расчет сборных трубопроводов при движении по ним газированной жидкости
- •194.Способы увеличения произ-ти трубопр-в.
- •195.Тепловой расчет тр-да
- •197. Борьба солями.
- •198.Насосы и насосные станции
- •199. Компрессоры
- •200. Резервуары и резервуарные парки.
- •202. Разделение водонефтяных эмульсий методом отстаивания.
- •203,205. Термическое разделение водонефтяных эмульсий. Химическое
- •204. Разделение внэ фильтр-ей.
- •206. Установки комплексной подготовки нефти, газа и воды.
- •207. Разделение водонефтяных эмульсий в электрическом поле. Электродегидраторы
- •208.Обессоливание
- •209. Стабилизация
- •210. Борьба с коррозией
192.Гидравлический расчет простого и сложного нефтесборного трубопровода.
При дв-ии ж-ти по тр-ду пр-т потери Р по длине. Вел-на потерь Р(Н) зав-т от d тр-да, сост-я его внутр. пов-ти, Qж, от св-в перек. ж-ти. Харак-кой тр-да наз-т зав-ть м/у Н и Q. Гидр. расчет основ-ся на ур-нии Бернулли (z1+P1/pg+α1V21/2g)- (z2+P2/pg+α2V22/2g)=hпп, где z-геом. напор, Р/рg- пьезом. напор V/2g- скор. напор. α- коэф-т Кориолиса (=1 при турб)
hпп=hтр=λ(l/D)(V2/2g)-Дарси-Вейсбаха, ∆P= λ(l/D)(V2/2g)*р
При Re<2320 по ур-ю Стокса λ=64/Re (ламин)
1 зона λ=f(Re) 2320<Re<Reпер1
2 зона Reпер1<Re<Reпер2 1/(λ)0,5= -2lg(kэ/D+2.51/Re (λ)0,5)-
ф-ла Колбрука- Уайта
3 зона Re> Reпер2
Reпер1===59.5/e8/7 Reпер2=(665-765lge)/e . hмс=ξ (V2/2g)
Расчет тр-дов при движ-ии однофазных ж-ей (d,Q=const)
1.Необ-мо опред-ть проп. Спос-ть тр-да Q при изв-х D, l,pж,ν, ∆P, ∆z=z1-z2.
Решение этой задачипроиз-ся графо-анал. спос-м. Задаемся Q
Q>V>Re> λ>H
2. Необ-мо опр-ть нач. напор Н1(Р1) при задан-х Н2,l,pж, ν, D, ∆z1, Qж
Q>V>Re> λ>H>Pиск
3.Необх-мо опр-ть D тр-да, спос-го проп-ть зад. расход Qж при изв-х данных
D>Re> λ>H>хар-ка hтр=f(P)
Расчет сложных труб-ов
Любой слож. тр-д м.пред-ть как ряд посл-ных и параллельных тр-в. При посл.соед-ии прост. тр-в, им-х разл. диам-ры, расход= const, а потери напора опр-ся сложен-м потерь напора на отд.уч-ках. При паралл. соед-ии разность напоров на концах уч-ков одинаковы, а сумма расходов в паралл. ветвях равна общему.
При гидр. расчете встреч-ся 4 случая:
1.Ж-ть из раздат.коллектора отбирается D=const
2.Ж-ть поступает в коллектор D≠const
3.Сборный коллектор состоит из парал. тр-в (лупинги)
4.Сборный коллектор имеет форму кольца.
193. Расчет сборных трубопроводов при движении по ним газированной жидкости
По больш-ву тр-в тран-ся 2 или 3 фазные ж-т, к-е хар-ся разл.структ. формами(взаим-е распол-е газ-й и жид-й фазы). При этом на гр-це раздела фаз возн-т силы межфазн. натяжения. Выд-т 7 струк.форм:
1.Поток с отд. пузырьками газа 2.Поток с пробками газа. 3.Расслоенный поток. 4.волновой поток. 5.Пробковое течение. 6.Эмульсионный поток. 7.Пленочный поток
Разнообразие стр.форм дв-я жид-ти опр-ся 2 парам-ми:
1.Критерий Фруда Frсп=Fин/Fтяж= V2c/gD
2.Расходное газосодер-е
-для водовоздушной смеси:
β=Vв/(Vв+Qж) и Vс=(Vв+Qж)/S
-для нгв смесей
β=1/(1+bн/(Гф-Гр)*(рсрТ0 / ((1-Wв) ТсрР0Z))
При теч-нии нгв смесей из-за большой разницы физ.св-в комп-в имеет место относ.дв-е фаз вследствие этого истинное газосод-е φ ≠ β. На φ оказ-т влияние физ.св-ва ж-ти и газа, d тр-да, а также наличие восход-х и низход-х участков тр-да. Если относ. скор-ть дв-я 0, то φ = β.
Если Wг<Wж, то φ <β.
194.Способы увеличения произ-ти трубопр-в.
На нфт-х мест-х часто прих-ся ув-ть проп.спос-ть тр-в в связи с подкл-м новых скв. или увел-м произв-ти сущ.скв-н, подающих прод-ю на УПН. Способы:
1)Сниж-е вязкости перек.нефти, подогревая ее.
2)подачей в поток обводн.нефти на АГЗУ ПАВ, в рез-те чего прос-т инверсия эмульси и и внешней фазой станов-ся вода.
3)прокладка лупинга
4)повыш-е давл-я на устьях скв-н или устан-ка доп.насоса на ДНС.
5)Комбинация вышеперечислен.