- •1.Технологии освоения нефтедобывающих скважин.
- •2.Функции системы сбора и подготовки скважинной продукции.
- •3.Причины обводнения нефтедобывающих скважин
- •1.Способы регулирования подачи и напора уэцн.
- •1.Способы регулирования подачи ушсн.
- •2.Схема двухтрубной системы сбора нефти.
- •3.Коэффициенты обводненности и водонасыщенности. Методы их определения.
- •1.Технология проведения и назначение динамометрирования ушсн.
- •2.Схема однотрубной системы сбора нефти.
- •3.Влияние анизотропии коллектора на образование конусов подошвенной воды.
- •Экзаменационный билет № 5
- •3.Область применения нефтедобывающих скважин с горизонтальными окончаниями.
- •3.Основные законы фильтрации жидкости в пористой среде.
- •1.Технология глушения скважин.
- •2.Системы сбора нефти, газа и воды на морских месторождениях, расположенных вдали от берега.
- •3.Особенности разработки трещиновато-поровых коллекторов.
- •1.Технологии предупреждения и удаления аспо в скважинах, оборудованных ушсн.
- •2.Принципиальная схема Спутника-а.
- •3.Виды и назначение площадных систем заводнения.
- •1.Виды несовершенства скважин и его учет.
- •2.Графоаналитический метод определения диаметра трубопровода.
- •3.Эксплуатация залежи в режиме растворенного газа.
- •1.Область применения винтовых установок уэвн и ушвн.
- •2.Принципиальная схема Спутника-в.
- •3.Виды и назначение рядных систем заводнения.
- •1.Технологии предупреждения и удаления аспо в скважинах, оборудованных уэцн.
- •2.Классификация трубопроводов.
- •3.Основные виды внутриконтурного заводнения.
- •1.Показатели использования фонда скважин.
- •2.Определение потерь напора на трение для всех режимов течения жидкостей.
- •3.Источники пластовой энергии.
- •1.Виды гтм, применяемых на нагнетательных скважин.
- •3. Режимы эксплуатации залежей.
- •1.Технология исследования нагнетательных скважин.
- •2. Методы определения оптимального диаметра трубопровода.
- •3. Разработка нефтегазовых залежей с газовой шапкой.
- •1.Методы снижения пусковых давлений газлифтных скважин.
- •2.Схемы газосборных коллекторов.
- •3.Виды неоднородности коллекторов.
- •1.Параметры, контролируемые при выводе скважин на режим.
- •2.Состав и структура солеотложений в системе сбора скважинной продукции.
- •3.Зоны разделы фаз в нефтегазовых залежах с краевыми водами.
- •1.Особенности насосной добычи нефтей с большим газосодержанием.
- •2.Методы удаления солеотложений в системе сбора скважинной продукции.
- •1.Определение коэффициента подачи ушсн.
- •1.Состав и классификация аспо в системе сбора скважинной продукции.
- •3.Критерии выбора объектов для проведения грп.
- •2.Основные факторы образования аспо в системе сбора скважинной продукции.
- •3.Технологии регулирования разработки нефтяных месторождений.
- •3.Технология и назначение форсированных отборов нефти.
2.Схема двухтрубной системы сбора нефти.
1-скв, 2-индивидуальное замерное устройство, 2а-групповые замерные устройства, 3-негерметичные резервуары д/сбора нефти, 4-насосы, 5—сырьевые резервуары, 6-УПН, 7-УПГ.
Негермитизированные системы сбора используются на старых месторождениях и переводятся в наст. Время на герметизированную.
Недостатки данной системы:
на начальном этапе начинает выделяться самотечная транспортировка нефти и газа. В этом случае скорость потоков нефти невелика и происходит интенсивное отложение мех. Примесей, солей и парафинов нефтепроводов, уменьшая при этом их сечение.
Большие потери от испарения легких фракций достигает до 3 % от общей скорости нефти.
самотечные системы трудно поддается автоматизации, тк нет автоматич-х режимов.
требует большее кол-во обслуживающего персонала.
П реимущества:
сравнительно точное измерение скорости продукции
3.Коэффициенты обводненности и водонасыщенности. Методы их определения.
Водонасыщенность SВ – отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы.
Обычно для нефтяных месторождений SВ = 6-35%; SН = 65-94%, в зависимости от созревания пласта.
Коэффициент обводненности - это отношение объемной доли потока вытесняющей жидкости (воды) к суммарному потоку двух фаз (нефть +вода)
ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ № 4
1.Технология проведения и назначение динамометрирования ушсн.
Диаграмму нагрузки на устьевой шток в зависимости от его хода называют динамограммой, а ее снятие – динамометрированием ШСНУ.
А - начало хода устьевого штока вверх;
АБ – восприятие нагрузки от веса жидкости после закрытия нагнетательного клапана; бБ - потеря хода плунжера в результате удлинения штанг и сокращения труб;
БВ - ход плунжера вверх.
ВГ - разгрузка штанг от веса жидкости (трубы растянулись, а штанги сократились на длину отрезка П).
ГА (ход плунжера вниз) - нагрузка Рвн равна весу штанг в жидкости, а при ходе вверх Рвв - весу штанг и весу жидкости над плунжером.
Фактическая динамограмма отличается от теоретической и ее изучение позволяет определить максимальную и минимальную нагрузки, длины хода штока и плунжера, уяснить динамические процессы в колонне штанг, выявить ряд дефектов и неполадок в работе ШСВУ и насоса
2.Схема однотрубной системы сбора нефти.
Достоинства
полное устарение потерь легких фракции нефти.
снижение металлоемкости системы
сокращение эксплуатационных расходов на обслуживание системы
возможность полной автоматизации сбора подготовки и контроля качества
возможность использования давления устья скважин для транспортировки скважинной продукции.
Недостатки:
невысокая точность измерения расхода воды и нефти по отдельным скважинам
преждевременное прекращение фонтанирования скважин при поддержании высокого давления на устье.
Существует несколько разновидностей герметичных систем сбора:
а. зависит от величины конфигурации нефт. м/я
б. зависит от рельефа местности
в. Система сбора зависит от физико химических свойств нефти и нефт. Эмульсии
г. системы сбора применяемые на морском мест-ии.
С истема сбора на малом мест-ии Система сбора на большом месторождении
1-доб. скваж.; 2-АЗУ; 3-УПН; 4-УУТП; 5-ТП; 6-ТО; 7-УПГ; 8-КНС; 9-нагнет скваж.; 10-ДНС; 11- установка подготовки пласт. воды.