- •2. Назначение, основные схемы и состав фонтанной арматуры.
- •3.Свойства пластовых вод, встречаемых в нефтегазоносных резервуарах.
- •4. Нефть и ее свойства, учитываемые при подсчете запасов и разработке.
- •6.Критерии выбора скважин для проведения грп.
- •7. Природные углеводородные газы и их свойства, учитываемые при подсчете запасов и разработке м/р.
- •8. Технологические режимы эксплуатации газовых скважин.
- •1. Режим постоянного градиента на забое скважины
- •2. Режим постоянной депрессии на пласт
- •6. Режим постоянного градиента по оси скважины
- •7. Режим постоянной скорости газа на устье.
- •9. Течение газированной жидкости в пласте. Функции Христиановича. Формула для дебита скв.
- •10. Применение детальной сейсмической съемки в контроле за разработкой месторождений Западной Сибири.
- •11. Типы профилей гс и их геометрические характеристики
- •12. Учёт многослойности н-х пл при проект-нии гс
- •13.Геолого-физические критерии применения методов воздействия на пзп нагнетательных скважин.
- •15. Явления адсорбции в пластах-коллекторах при процессах нефтеизвлечения.
- •16. Влияние газа и вязкости жидкости на рабочие характеристики эцн.
- •17. Теория Баклея-Леверетта. Связь насыщенности пористой среды с обводненностью продукции и прогноз обводненности скважин.
- •18. Кавитация в насосах и способы ее предупреждения.
- •20. Проблемы разработки недонасыщенных низкопроницаемых пластов месторождений Западной Сибири.
- •1. Обеспечение высокого качества открытого ствола скважины перед вскрытием продуктивного пласта
- •2. Вскрытие продуктивного пласта бурением
- •3. Спуск и цементирование эксплуатационной колонны с сохранением коллекторских свойств продуктивного пласта.
- •4. Вторичное вскрытие с сохранением коллекторских свойств продуктивного пласта;
- •5. Обеспечение проницаемости около скважинной зоны выше естественной.
- •21.Геолого-физические критерии применения методов воздействия на пзп добывающих скважин.
- •23. Регулирование производительности и напора уэцн.
- •24. Способы регулирования режима работы поршневых насосов.
- •25.Исследование газовых скважин на установившихся режимах. Коэффициенты фильтрационных сопротивлений.
- •26. Общие положения неустановившегося движения упругой жидкости в деформируемой пористой среде. Уравнение пьезопроводности.
- •27. Понятие несовершенной скважины. Виды несовершенства скважин. Приток однородной жидкости к несовершенным скважинам. Приведенный радиус скважины. Коэффициент несовершенства.
- •28.Обоснование коэффициентов вытеснения и коэффициентов охвата при проектировании систем разработки нефтяных месторождений.
- •29. Фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов.
- •К плохо проницаемым относятся: глины, с упорядоченной пакетной упаковкой, глинистые сланцы, мергели, песчаники, с обильной глинистой цементацией.
- •30.Основные коэффициенты, характеризующие неоднородности строения пластов (эксплуатационных объектов). Методы построения геолого - статистических разрезов (гср).
- •31. Технологии применения вус, гос и ос на месторождениях Западной Сибири.
- •32 Категории запасов
- •33. Оптимальное, допустимое и предельное давления на приеме уэцн.
- •34. Способы регулирования режима работы центробежных насосов.
- •35.Приток к совершенной скважине. Формула Дюпюи. Коэффициент продуктивности. Индикаторные диаграммы, их построение и применение.
- •36. Уравнение состояния реального газа. Определение коэффициента сверхсжимаемости газа.
- •37. Технология процесса и методы контроля за ним при закачке гелеобразующих составов в пласт.
- •38. Породы коллекторы и неколлекторы. Методы выделения их в разрезах скважин.
- •39. Фазовые состояния и превращения углеродистых систем при разработке нефтяных, газонефтяных и газоконденсатных залежей.
- •41. Создание высоких давлений нагнетаемой воды при эксплуатации нефтяных скважин
- •42. Методы интенсификации разработки нефтяных месторождений.
- •43.Особенности разработки месторождений с небольшими и трудноизвлекаемыми запасами в условиях Западной Сибири.
- •44. Совместная работа центробежного насоса и трубопровода.
- •45.Теоретическая и действительная q-h(p) характеристика поршневых насосов. Понятие коэффициента подачи.
- •46 .Методы увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении.
- •Циклическое заводнение
- •Создание высоких давлений нагнетания
- •Форсированный отбор жидкости
- •47. Требования к конструкции газовых скважин. Обвязы устья скважин.
- •48. Основные технологические ограничения в разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений.
- •49. Задачи, решаемые геофизическими методами контроля за разработкой нефтяных и нефтегазовых месторождений.
- •50.Методика учета неоднородных пластов (эксплуатационных объектов) в расчетах процессов заводнения нефтяных месторождений.
44. Совместная работа центробежного насоса и трубопровода.
На практике всегда существует система: подвод жидкости к насосу – насос – нагнетательный трубопровод – потребитель. Характеристики всех частей системы связаны между собой.
Первое звено системы определяет напор у входа жидкости в насос. Минимальная его величина ограничена допускаемой высотой всасывания. Напор может быть увеличен при последовательной работе нескольких насосов. Напор на всасывании насоса может изменяться в зависимости от подачи и ограничивается прочностью узлов насоса. Напор у выкида насоса будет равен сумме напора у входа в насос, и напора, создаваемого насосом. Таким образом, может быть получена характеристика
Q-H первых двух звеньев системы.
Предположим, что нагнетательный трубопровод и потребитель представлены одной характеристикой, полученной суммированием обеих характеристик и зависящей от требований потребителя (высоты подъема или необходимого давления жидкости) и от потерь насоса в нагнетательном трубопроводе. Эту характеристику будем условно называть характеристикой нагнетательного трубопровода.
Наложением характеристики первых двух частей системы на характеристику нагнетательного трубопровода найдем характеристику всей системы (рис.11.18, кривая 1). Напор на входе в насос зависит от уровня, с которого поднимается жидкость, и потерь напора в подводящем трубопроводе (кривая 2). Пересечение характеристик 1 и 2 (точка А) определяет режим работы всей системы.
45.Теоретическая и действительная q-h(p) характеристика поршневых насосов. Понятие коэффициента подачи.
Теоретическая подача насоса определяется суммой объемов, описываемых поршнями в единицу времени по формулам:
для двухцилиндрового насоса двойного действия
Qт = 2 (2F – f) s n;
для трехцилиндрового насоса простого действия
Qт = 3F s n;
в общем виде Qт = α z F s n;
где α – коэффициент, учитывающий объем, занимаемый штоком, α = 1 – (f / 2F); z – число рабочих камер насоса; F – площадь поперечного сечения штока; n – частота вращения вала кривошипа в единицу времени.
Действительная подача насоса Q всегда меньше теоретической Qт. Это обусловлено:
утечками жидкости через уплотнения штока или порщня в атмосферу;
2. перетоком жидкости через уплотнения поршня внутри цилиндра;
утечками жидкости в клапанах вследствие их негерметичности и запаздывания закрывания;
подсосом воздуха через уплотнения сальника;
дегазацией жидкости в цилиндре насоса вследствие снижения давления в рабочей камере;
отставанием жидкости от движущегося поршня.
Утечки, перечисленные в пп. 1,2,3, учитываются коэффициентом утечек α у, явления, перечисленные в пп.4,5,6 – коэффициент наполнения α н.
Коэффициент подачи насоса равен α = α у * α н = Q / Qт.
Коэффициент подачи зависит от качества уплотнений, степени их изношенности, свойств перекачиваемой жидкости и режима работы насоса.