
- •2. Особенности течения жидкости и газа в горизонтальном стволе.
- •3. Стадии разработки месторождения.
- •5. Технические параметры и конструкция фонтанной арматуры.
- •1.Записать формулу для потенциала в точке на расстоянии r от центра скважины.
- •2. Спуско-подъемный комплекс бу.
- •3.Особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений.
- •5. Классификация нефтебаз и нефтехранилищ.
- •1. Состав и физические свойства нефтей.
- •2. Факторы, влияющие на продуктивность горизонтальных скважин.
- •3. Из каких методов состоит комплекс промыслово-геофизических исследований скважин.
- •4. Технология ремонтно-изоляционных работ по отключению обводнившихся пропластков.
- •5.Установки по подготовке газа.
- •1. Фильтрационно-емкостные свойства пласта.
- •2. Установившийся приток к горизонтальным скважинам; концевые эффекты; формулы расчета дебита.
- •3.Моделирование процессов разработки.
- •4.Средства измерения. Погрешность. Поверка и градуировка.
- •5.Обессоливающие и обезвоживающие установки.
- •1.Движение жидкости в трещиноватых и трещиновато-пористых пластах.
- •2.Особенности эксплуатации и область применения многоствольных скважин.
- •3.Классификация и характеристики систем разработки.
- •4. Цели и задачи гидродинамических исследований скважин.
- •5. Подготовительные работы. Земляные работы.
- •1. Особенности притока реального газа к несовершенной скважине по линейному закону фильтрации.
- •2. Назначение горизонтальных скважин. Возможности проводки горизонтальных скважин.
- •3. Режимы работы газовых залежей.
- •4.Динамометрирование шсну, как метод контроля за работой насоса.
- •5. Оборудование для разделения скважинной продукции
- •1. Записать формулу Дюпюи для дебита совершенной скважины.
- •2. Понятие о режимах бурения скважин и их параметрах; влияние параметров режима бурения на технико-экономические показатели бурения.
- •3. Основные понятия о коллекторских и фильтрационных свойствах нефтеносных пластов.
- •4. Классификация видов крс.
- •5.Техническое обслуживание и ремонт трубопроводов
- •1. Что называется коэффициентом продуктивности скважин? Записать формулу для этого коэффициента, его размерность в си и его размерность на производстве при добыче нефти.
- •2. Состав и функции бурильной колонны, виды труб и замков, бурильные свечи; соединительные резьбы на них.
- •3. Принцип работы поршневых насосов. Индикаторная диаграмма идеального поршневого насоса.
- •1. Что представляют собой относительная и фазовая проницаемости?
- •2. Конструкции забойных двигателей – (турбобуры и взд) и их технико-технологические характеристики.
- •3. Эксплуатация скважин установками эцн.
- •4.Особенности исследования насосных скважин.
- •5. Периодические испытания трубопроводов
- •1.Записать линейный закон фильтрации Дарси.
- •2. Виды горизонтальных скважин; условия строительства горизонтальных скважин; условия формирования околоскваженных зон.
- •3.Режимы работы нефтяных залежей.
- •4. Исследование скважин на установившихся режимах фильтрации.
- •5. Технические параметры поршневых насосов. Индикаторная диаграмма идеального поршневого насоса.
- •1.Смачивание и краевой угол.
- •2. Классификации породоразрушающего инструмента по способам разрушения горных пород, по видам забоев.
- •3. Разработка с поддержанием пластового давления.
- •4.Цели и задачи геофизических исследований скважин
- •5. Причины возникновения и методы предупреждения кавитации.
- •1. Установившийся приток газа к скважине. Линейный и нелинейный законы фильтрации газов.
- •2. Классификация буровых установок.
- •3.Технологические показатели разработки. Выбор рациональной системы.
- •4. Предупреждение образования и удаление аспо в нкт.
- •5. Установки для подготовки нефти. Упсв.
- •1. Удельная поверхность горных пород.
- •2. Профили скважин. Области применения горизонтальных скважин.
- •3. Контроль за процессом разработки месторождения.
- •4. Кислотные обработки скважин.
- •5. Оборудование для сбора нефти и газа. Агзу.
- •1. Основные типы пород — коллекторов нефти и газ
- •2. Способы доставки глубинных приборов в горизонтальный участок скважины.
- •3. Эксплуатация скважин установками шсн.
- •4. Классификация и принцип действия пакеров.
- •5. Классификация компрессоров.
- •1. Дать определение неоднородного пласта. Какие бывают неоднородности пласта?
- •2. Виды конструкций горизонтальных скважин.
- •3. Классификация запасов нефти и газа, методы подсчета запасов нефти и природного газа.
- •4. Экспресс-методы исследования скважин.
- •5. Основные требования к проектированию систем сбора нефти, газа и воды
- •1. Тепловые свойства горных пород.
- •2. Функции и составы буровых растворов, приборы для определения параметров буровых растворов.
- •3. Назначение и классификация нкт.
- •4.Исследование скважин на неустановившихся режимах фильтрации
- •5. Классификация аварий на трубопроводах
- •1. Проницаемость горных пород. Методы её измерения. Формула определения проницаемости пород по газу.
- •2. Особенности притока к горизонтальным скважинам. Концевые эффекты.
- •3.Технические параметры работы центробежного насоса.
- •4. Предупреждение и удаление песчаных пробок.
- •5. Противокоррозийная и тепловая изоляция.
- •1. Поверхностное явление при фильтрации пластовых жидкостей.
- •2.Осложнения и аварии при бурении скважин; классификация аварий; способы и устройства для ликвидации аварий.
- •3. Отбор и изучение образцов пород в процессе бурения скважин. Влияние термодинамических условий на изменение коллекторских свойств пород. 4.Особенности исследования газовых скважин
- •5. Контроль качества, очистка, испытание и приемка в эксплуатацию
4. Классификация и принцип действия пакеров.
Классификация пакеров (Г, М, ГМ). Принцип действия.
Пример обозначения пакера: 2ПД—ЯГ—136НКМ—35К1. 2 — номер модели; ПД — тип пакера; Я — наличие якоря; Г — способ посадки пакера (гидравлический); 136 — наружный диаметр пакера, мм; НКМ — резьба гладких высокогерметичных насосно-компрессорных труб (ГОСТ 633-80); 35 — рабочее давление, МПа; К1 — исполнение по коррозионной стойкости (для сред с объемной концентрацией СО2 до 10 %).
Пример обозначения якоря: ЯГ—118—21. Я — якорь; Г — гидравлический способ посадки; 118 — наружный диаметр якоря, мм; 21 — рабочее давление, МПа.
Пакеры предназначены для разобщения отдельных участков ствола скважины с целью:
• подачи изоляционного реагента, кислоты в заранее выбранный интервал;
• проведения ГРП для предотвращения повреждения ЭК;
• изоляции негерметичности (дефекта) эксплуатационной колонны;
• одновременно-раздельного закачивания жидкости и одновременно-раздельной добычи нефти и газа;
• поиска интервала (глубины) негерметичности ЭК путем ее поинтервальной опрессовки.
По способу установки в скважине пакеры подразделяют на: пакеры с опорой на забой и без опоры.
По способу создания сил, деформирующих уплотнительный элемент, пакеры подразделяют на механические (уплотнение происходит под действием веса колонны труб) и гидравлические (уплотнение происходит за счет перепада давления сверху и снизу пакера). Гидравлические пакеры способны воспринимать большие перепады давления (до 50 МПа), но сложные по конструкции.
1 -НКТ; 2-ОК 3-пакер механический; 4-пакер гидравлический; 5-заглушка.
В соответствии с этим различаются пакеры следующих типов:
ПВ - пакер, воспринимающий усилие от перепада давлений, направленного вверх;
ПН - пакер, воспринимающий усилие от перепада давлений, направленного вниз;
ПД - пакер, воспринимающий усилие от перепада давлений, направленного как вниз, так и вверх.
Пакер должен иметь соответствующее заякоривающее устройство (якорь), наличие которого в шифре пакера обозначается буквой Я, гидравлические Г, механические М, гидромеханические ГМ.
По способу снятия с места установки пакеры бывают:
а) извлекаемые (И);
б) съемные (С);
в) разбуриваемые (Р).
По условиям работы :
- тип К – корозионностойкие (К1 – углекислостойкие с СО2 менее 10%; К2 – сероводородостойкие с Н2S и СО2 менее 10%; К3 – сероводородостойкие с Н2S и СО2 - 10-25%; К4 – солянокислостойкие (НCl менее 10%; К5 – углекислостойкие с СО2 более 10%)
- тип Т – термостойкие (Т1- для сред с температурой 273-4230К; Т2 – для сред с температурой 423-4700К).
По наличию специальных конструктивных приспособлений: (с противовыбросовым пакером отсекателем, якорем).
5. Классификация компрессоров.
Компрессоры — важнейшее энергетическое оборудование, применяемое в технологических процессах химической, нефтехимической, нефтеперерабатывающей, газовой, металлургической, пищевой промышленности и ряде других отраслей. Компрессорные машины предназначены для компремирования(сжатия) газов с целью нагнетания или хранения сжатого газа. Классификация компрессорных машин
I По развиваемому давлению:
1 Вентиляторы(до 0,015 МПа)
2 Газодувки ( до 0,2 МПа)
3 Компрессоры
А) Низкого давления (0,2-1 МПа)
Б) Среднего давления (1-10 МПа)
В) Высокого давления (свыше 10 МПа)
II По характеристике сжимаемого газа
1 Газовые компрессоры
2 Воздушные
3 Кислородные
4 Вакуум-насосы
III По принципу действия
1 Поршневые компрессоры
2 Центробежные компрессоры
3 Ротационные компрессоры
IV По развиваемой производительности
1
Малые компрессоры( до 0,015
2
Средней производительности 0,015-1,5
3 Высокой производительности > 1.5
Вариант 17