- •1. Основные этапы развития нефтяной и газовой промышленности (ссср, Россия, Республика Коми).
- •2. Понятие о нефтегазовой залежи.
- •9. Схема оборудования устья скважины для вызова притока.
- •10. Конструкция забоев скважин.
- •11. Назначение фильтров.
- •12. Классификация скважин по назначению.
- •13. Основные параметры, характеризующие систему разработки.
- •14. Системы разработки при отсутствии воздействия на пласт.
- •15. Системы разработки с воздействием на пласт.
- •16. Особенности размещения скважин при разработке газовых скважин.
- •17. Типы несовершенства скважин.
- •18. Приведенный радиус скважины.
- •19. Исследование скважин при установившихся режимах.
- •20. Индикаторные линии и коэффициент продуктивности.
- •21. Общее уравнение притока жидкости и газа к скважине.
- •22. Исследование скважин при неустановившемся режиме. Обработка квд.
- •23. Исследование газовой скважины.
- •24. Вывод формулы Дюпюи для нефтяных и газовых скважин.
- •25. Закон Дарси.
- •26. Понятие о фазовых и относительных проницаемостях.
- •27. Статический и динамический уровень.
- •28. Режимы эксплуатации залежи.
- •29. Энергия напора пластовых вод.
- •30. Энергия сжатого свободного газа.
- •31. Энергия упругости пластовой водонапорной системы.
- •32. Энергия напора, обусловленного силой тяжести нефти.
- •33. Смешанные режимы.
- •34. Механизм вытеснения нефти газом.
- •35. Баланс энергии в скважине.
- •36. Модель газожидкостного подъемника.
- •37. Теория подъема гжс.
- •38. Структура движения газожидкостных потоков в нкт и область их существования.
- •39. Фонтанная эксплуатация.
- •40. Осложнения в работе фонтанных скважин и способы их устранения.
- •41. Эксплуатация газовых скважин.
- •42. Эксплуатация газлифтным способом.
- •43. Методы увеличения кпд газлифтных скважин.
- •44. Эксплуатация скважин пэцн.
- •45. Эксплуатация скважин шгн.
- •51. Принцип подбора шгн к скважине.
- •52. Диаграмма Адонина.
- •53. Достоинства, недостатки и область применения шгн.
- •54. Площадное нагнетание воды.
- •55. Вытеснение остаточной нефти газом.
- •56. Форсированный отбор жидкости.
- •57. Термическое воздействие на пласт.
- •58. Шахтные методы добычи нефти.
- •59. Газо- и конденсатоотдача газовых и газоконденсатных залежей.
- •60. Методы воздействия на пзп.
- •61. Требования к методам вскрытия пласта.
- •62. Виды перфорации.
- •63. Технология и техника гпп.
- •64, 66. Освоение скважин, малодебитных скважин.
- •65. Особенности освоения газовых и нагнетательных скважин.
- •67. Подземный ремонт скважин.
- •68. Виды аварий.
- •70. Принципы обезвоживания и обессоливания нефти перед ее сдачей.
- •71. Утилизация попутного газа и воды.
- •72. Магистральный транспорт нефти и газа.
- •73. Принципы оценки запасов нефтяного и газового месторождения объемным методом.
- •74. Принципы определения сроков разработки месторождения.
- •75. Критерии рациональности системы разработки.
- •76. Исходные геологические данные для проектирования разработки.
43. Методы увеличения кпд газлифтных скважин.
Применение ПАВ – защитная пленочка препятствует слипанию пузырьков и образованию крупных пузырей; ПАВ вводят вместе с газом. БР – 2,5.
44. Эксплуатация скважин пэцн.
1 – маслозаполненный двигатель ПЭД
2 – протектор
3 – приемная сетка насоса
4 – насос ПЭЦН
5 – НКТ
6 – электрокабель
7 – крепеж кабеля
8 – устьевая арматура
9 – барабан
10 – автотрансформатор
11 – станция управления
12 – компенсатор.
Насос монтируется из ступеней – 150 – 200 ступеней. Глубина спуска ПЭЦН до 1500 м.
Дебиты до 3000 м3/сут.
Преимущества:
1. высокодебитные
2. отсутствует колонна штанг
3. высокий межремонтный период (180-200 суток)
4. простота оборудования
5. простота обслуживания.
45. Эксплуатация скважин шгн.
1 – насос
2 – колонна насосных штанг
3 – тройник
4 – головка балансира
5 – балансир
6 – стойка балансира
7 – редуктор
8 – электродвигатель
9 – НКТ
10 – нагнетательный клапан
11 – цилиндр
12 – плунжер
13 – всасывающий клапан.
Принцип работы: при движении плунжера вверх всасывающий клапан открывается и жидкость поступает в цилиндр насоса. Нагнетательный клапан в это время закрыт, т.к. на него действует вышележащий столб жидкости.
При движении плунжера вниз нагнетательный клапан открывается и жидкость из цилиндра переходит в пространство над плунжером, в результате всасывающий клапан закрывается.
46. Теоретическая производительность глубинного насоса.
1440 – число минут в сутки,
Fпл – площадь сечения плунжера, м2,
n – число ходов плунжера в минуту, 1/мин,
Sпл – длина ходов плунжера, м.
Q ≈ 20 – 40 м3/сут.
47. Коэффициент подачи глубинного насоса.
Коэффициент подачи – отношение фактической подачи к теоретической. <1 (не менее 0,6 – 0,65). Коэффициент подачи может быть >1 в случае полуфонтанного периода эксплуатации.
48. Факторы, влияющие на коэффициент подачи.
1. наличие свободного газа в продукции;
2. упругие деформации штанг и труб → длина хода уменьшается;
3. уменьшение V откачиваемой жидкости (усадка) в результате ее охлаждения на пов-ти и дегазации в сепараторах;
4. утечки в системе плунжер-цилиндр;
5. утечки в клапанах;
6. утечки через неплотности в муфтовых соединениях НКТ;
7. смещение втулок насоса.
49. Коэффициент наполнения насоса.
Коэффициент наполнения насоса – это отношение объема жидкости, поступившей через плунжер к объему, описываемому плунжером при его ходе вверх. <1.
Коэффициент наполнения насоса уменьшается с увеличением объема поступившего газа.
50. Динамографирование установок ШГН.
Производится с помощью ГДМ (гидравлический динамограф Молчанова) – прибор, который измеряет нагрузки, испытываемые штангами при работе глубинно-насосной установки.
Ход сальникового штока:
т.Б – открытие всасывающего клапана
т.Г – закрытие всасывающего клапана
т.А – закрытие нагнетательного клапана
По виду динамограммы можно определить:
1) утечки жидкости
2) влияние газа
3) отложение парафина
4) неполадки в работе насоса
5) характер работы насоса (полуфонтанный)
6) влияние песка
7) давление на приеме насоса
8) дебит жидкости
9) коэффициент наполнения
10) коэффициент подачи.