- •1 Физико-химические свойства нефти, её состав и качественная характеристика.
- •2 Пластовый нефтяной газ, его состав и физические свойства. Понятие о газовом факторе и давлении насыщения.
- •3 Физико-химические свойства пластовых вод.
- •4 Основные понятия о природных коллекторах нефти и газа. Физико-химические свойства коллекторов: пористость, проницаемость, удельная поверхность.
- •5 Режимы нефтяных залежей: водонапорный, газонапорны1, гравитационный, комбинированный.
- •6 Давление и температура в недрах земной коры. Понятие о геотермической ступени. Давление и температура в нефтяных и газовых скважинах.
- •7 Понятие о выделении эксплуатационных объектов. Базисные возвратные объекты.
- •8 Понятие о системе разработки нефтяных и газовых месторождений. Условия выбора системы разработки месторождений. Понятие о коэффициенте нефтеизвлечения.
- •9 Система разработки месторождений с воздействием на пласт. Основные методы воздействия на пласт.
- •10 Сущность добычи нефти скважинными с боковой зарезкой ствола. Достоинства и недостатки.
- •11 Основные принципы проектирования разработки месторождений нефти и газа.
- •12 Добыча нефти горизонтальными скважинами. Достоинства и недостатки в сравнении с добычей вертикальными скважинами.
- •13 Стадии разработки залежей нефти и газа и их характеристики.
- •14 Область применения газлифтного способа добычи нефти. Преимущества и недостатки.
- •15.16 Понятие о регулировании разработки месторождений. Методы регулирования.
- •17 Особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений.
- •18 Условия притока нефти к скважинам. Понятие о коэффициенте продуктивности.
- •19 Классификация методов заводнений. Понятие о законтурном, внутриконтурном, приконтурном заводнении. Очаговое и площадное заводнения.
- •20 Технология импульсно-дозированного воздействия на пласт с паузой (идтвп) и особенности её применения. Эффективность в сравнении с аналогами.
- •21 Освоение нефтяных скважин. Способы вызова притока жидкости к забою скважин.
- •22 Способы и методы увеличения проницаемости призабойной зоны пласта и продуктивности скважин. Выбор способов воздействия на пзп.
- •23 Кислотные обработки скважин и их разновидности. Цели обработок.
- •24 Полимерное воздействие на пласт. Технология холоднополимерного (хвп) и термополимерного воздействия. Эффективность методов.
- •25 Целесообразность и условия применения раздельной эксплуатации нескольких пластов в одной скважине.
- •26 Периодическая эксплуатация малодебитных скважин
- •27 Сущность тепловых методов воздействия на пласт. Особенности выбора теплоносителя.
- •28 Методы увеличения нефтеотдачи пластов, их классификация и отличительные особенности.
- •29 Технология повышения нефтеотдачи методом теплоциклического воздействия на пласт и эффективность его применения.
- •30 Пластовая энергия, силы движения и сопротивления, действующие в залежах нефти и газа.
- •31 Методы птв и вгв. Условия, эффективность и ограничения по их применению.
- •32 Сущность, технология и оборудование для проведения гидроразрыва пласта.
- •33 Тепловые методы прогрева призабойной зоны пласта скважин.
- •34 Понятие о плотности сетки скважин. От каких факторов зависит выбор сетки скважин.
- •35 Конструкция скважин. Основные требования к конструкции скважин.
- •36 Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин. Подъём газожидкостных смесей по вертикальным трубам. Условия фонтанирования.
- •37 Регулировка работы фонтанной скважины.
- •38 Оборудование устья фонтанных скважин. Обвязка фонтанных скважин с выкидной линией.
- •39 Добыча нефти штанговыми насосами. Схема работы штанговой насосной установки. Коэффициент наполнения и подачи штангового насоса.
- •40 Штанговые глубинные насосы, их виды и размерный ряд. Основные узлы и детали.
- •41 Исследование насосных скважин. Измерение пластового давления, уровней и нагрузок штанги.
- •42 Насосные штанги. Маркировка и характеристика штанг.
- •43 Насосно-компрессорные трубы и их значение.
- •44 Станки-качалки и их устройство. Размерный ряд станков-качалок, их выбор по грузоподъёмности.
- •45 Газлифтная эксплуатация скважин. Однорядные и двухрядные подъёмники.
- •46 Эксплуатация скважин электроцентробежными погружными насосами. Основные узлы уэцн и их названия.
- •47 Оборудование устья скважин с электропогружным насосом. Монтаж и эксплуатация уэцн.
- •48 Оборудование устья насосных скважин.
- •49 Основные сведения о винтовых насосах для добычи высоковязких нефтей.
- •50 Оборудование устья нефтяных скважин. Назначение колонной головки.
- •51 Технология и оборудование для проведения кислотных обработок скважин.
- •52 Борьба с отложениями парафина при эксплуатации скважин штанговыми насосами.
- •53 Осложнения при эксплуатации скважин штанговыми насосами.
- •54 Причины и факторы снижения проницаемости призабойной зоны пласта.
- •55 Осложнения в работе фонтанных скважин. Методы борьбы с отложениями парафина, смол, солей, очистка от песчаных пробок.
- •56 Виды транспорта нефти и их сравнительная эффективность.
- •57 Технология схемы подготовки нефти и газа. Оборудование для обезвоживания и обессоливания нефти. Показатели качества товарной нефти.
- •58 Внутрипромысловые схемы сбора, транспорта нефти и газа. Классификация трубопроводов.
- •59 Открытый и закрытый забой скважин. Цементирования скважин.
- •60 Перфорация скважин. Виды перфораций и их сравнительная характеристика.
- •61 Понятие о заканчивании скважин. Основные требования к заканчиванию в строительстве скважин.
- •62 Агрегаты и оборудование для производства крс и прс.
- •63 Сущность, технология и оборудование для щелевой разгрузки пласта. Комбинированные методы воздействия на пзп.
- •64 Принципиальные схемы и оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации двух и более пластов в одной скважине. Критерии выбора схем орэ. Особенности эксплуатации скважин.
- •65 Внутрипластовое горение.
- •66 Обработка скважин оксидатом.
40 Штанговые глубинные насосы, их виды и размерный ряд. Основные узлы и детали.
В промысловых условиях применяются невставные и вставные штанговые насосы.
И невставных (их еще называют трубные) насосах основные узлы спускают в скважину раздельно. Вначале в скважину на насосно-компрессорных трубах спускается цилиндр насоса, а затем в НКТ па штангах в цилиндр насоса спускаются плунжер и всасывающий клапан. Поднимают невставной штанговый насос также раздельно. Сначала поднимают штанги с плунжером, а затем насосно-компрессорные трубы с цилиндром насоса.
Вставные штанговые насосы спускают в скважину в собранном виде, т.е. цилиндр насоса вместе с плунжером спускаются на штангах. Извлекают вставной насос на поверхность также в собранном виде поднятием штанг. Вставной насос в собранном виде спускают, устанавливают и закрепляют с помощью специального замкового приспособления, заранее спускаемого в скважину на трубах. Если в добываемой нефти имеются парафин и смолы, то в этом случае вставные насосы практически не используются. В промысловой практике применяются в основном невставные насосы двухклапанные НСН-1 (насос скважинный невставной первого типа) и трехклапанные НСН-2. Насос НСН-1 имеет три основных узла: первый - цилиндр, который состоит из собственно цилиндра, патрубка-удлинителя и седла конуса; второй - плунжер, в состав которого входят сам плунжер и шариковый нагнетательный клапан; третий - шариковый всасывающий клапан с захватным штоком, головка которого находится в полости цилиндра. Длину хода полированного штока после спуска плунжера в скважину выбирают так, чтобы при ходе плунжера вниз он не доходил до всасывающего клапана, а при ходе вверх - не зацеплял головку штока. Вставные насосы обозначаются НСВ (насос скважинный вставной).
Вставные насосы типа НСВ-1 чаще применяются для эксплуатации скважин с глубиной подвески до 2500 м. Вставной насос состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и замковой опоры цилиндра. Насосы выпускаются по длине хода плунжера – до 4 метров;
41 Исследование насосных скважин. Измерение пластового давления, уровней и нагрузок штанги.
Исследование в насосных скважинах проводят как при установившихся режимах, так и при неустановившихся режимах работы скважин. Перевод работы скважины с одного режима работы на другой осуществляют сменой шкивов на электродвигателе или изменением длины хода полированного штока. Остановку работы скважины осуществляют отключением насосной установки от электросети. Дебиты нефти на разных режимах измеряют на групповых замерных установках (ГЗУ), а дебит газа замеряют с помощью газовых счетчиков. Забойные давления замеряют малогабаритными скважинными манометрами, которые спускают на забой через межтрубное пространство при работающей скважине. Насосно-компрессорные трубы подвешиваются на специальной планшайбе с отверстием для муфты и вторым отверстием для спуска манометра через межтрубное пространство. Чаше исследования проводят, наблюдая за изменением динамического уровня с помощью эхолота. Эти исследования основаны на принципе измерения скоростей распространения звуковой волны, отраженной от уровня жидкости в межтрубном пространстве. Динамический уровень можно определить с помощью небольшой желонки, спускаемой на скребковой проволоке в затрубное пространство скважины с помощью лебедки. После определения уровня жидкости, пластовое и забойное давление определяют расчетным путем: P=(H-Hдин)*(«ро»)*g
При работе штанговой глубинной установки практическое значение имеют суммарные максимальные нагрузки на штанги. Эти нагрузки определяются с достаточно высокой точностью при помощи специального прибора - динамографа. В то же время необходимо уметь подсчитывать нагрузки на штанги. Основными суммарными нагрузками на штанги являются статические нагрузки. При ходе плунжера вверх штанги испытывают максимальную нагрузку от собственной силы тяжести и силы тяжести жидкости в трубах над плунжером. При движении вниз штанги испытывают лишь действие собственной силы тяжести, таким образом, максимальные статические нагрузки будут при ходе вверх в точке подвеса штанг: Рст=(Рж+Ршт)g+Ртр. в общем виде максимальную нагрузку на штанги при ходе вверх записывают так: Рмакс=(Рж+Ршт+Р‘шт)g , Р‘шт – сила тяж штанг в жидк, Ршт – сила тяжести штанг, Рж – масса жидкости над плунжером, Ртр – силы трения штанг