Контрольная работа №1 1 страница

Задания для контрольной работы

Варианты	Номера вопросов	Варианты	Номера вопросов
	1, 16, 24, 31, 46		2, 16, 31, 40, 46
	2, 17, 25, 32, 47		3, 17, 32, 41, 47
	3, 18, 26, 33, 48		4, 18, 33, 42, 48
	4, 19, 27, 34, 49		5, 19, 34, 43, 49
	5, 20, 28, 35, 50		6, 20, 35, 44, 50
	6, 21, 29, 36, 51		7, 21, 36, 45, 51
	7, 22, 30, 37, 52		8, 22, 31, 37, 52
	8, 16, 23, 38,53		9, 23, 32, 38, 53
	9, 17, 24, 39, 54		10, 24, 33, 39, 54
	10, 18, 25, 40, 55		11, 25, 34, 40, 55
	11, 19, 26, 46, 56		12, 26, 35, 41, 56
	12, 20, 27, 42, 57		13, 27, 36, 42, 57
	13, 21, 28, 43, 58		14, 28, 37, 43, 58
	14, 22, 29, 44, 59		15, 29, 38, 44, 59
	15, 23, 30, 45, 60		16, 30, 39, 45, 60

1. Условия притока нефти и газа к скважинам. Определение дебита нефтяной и газовой

скважины.

2. Производительность скважины, факторы, влияющие на производительность.

3. Оптимальный и потенциальный дебиты скважин. Причины ограничения отбора жидкости

(газа).

4. Виды гидродинамического несовершенства скважин. Показатель скин-эффекта.

5. Методы вскрытия нефтяных и газовых пластов. Выбор метода вскрытия.

6. Требования, предъявляемые к вскрытию нефтяных и газовых пластов. Причины ухудшения

состояния призабойной зоны пласта при вскрытии.

7. Оборудование забоев скважин.

8. Методы вторичного вскрытия пластов.

9. Назначение, типы оборудования устья скважины.

10. Условия вызова притока. Методы освоения нефтяных скважин, из преимущества и

недостатки.

11. Техника и технология освоения скважин промывкой.

12. Техника и технология освоения скважин аэрацией.

13. Техника и технология освоения скважин компрессорным способом.

14. Техника и технология свабирования скважин.

15. Особенности освоения нагнетательных скважин.

16. Основные правила ведения безопасных работ при освоении скважин.

17. Противопожарные мероприятия при освоении нефтяных и газовых скважин.

18. Меры безопасности при освоении скважин, содержащих сероводород и углекислый газ.

19. Способы добычи нефти, их выбор.

20. Баланс энергии в скважине.

21. Условия, причины и типы фонтанирования.

22. Теоретические основы подъема жидкости за счет энергии гидростатического напора.

23. Условие длительного артезианского фонтанирования. Определение минимального забойного

давления.

24. Принцип работы газожидкостного подъемника.

25. кривая лифтирования, практическое ее применение.

26. Анализ семейства кривых лифтирования.

27. Структуры газожидкостной смеси (ГЖС). Факторы, влияющие на образование структуры

ГЖС.

28. Условие длительного газлифтного фонтанирования.

29. КПД фонтанного подъемника при артезианском фонтанировании.

30. КПД фонтанного подъемника при газлифтном фонтанировании.

31. Принцип расчета параметров фонтанного подъемника.

32. Классификация фонтанных арматур.

33. Назначение, выбор фонтанной арматуры.

34. Устройство, назначение, типы штуцеров.

35. Технологический режим работы скважины, способы изменения технологического режима.

36. Факторы, ограничивающие отбор жидкости из скважины. Регулировочные кривые.

37. Неполадки в работе фонтанных скважин.

38. Состав АСПО. Факторы, влияющие на интенсивность отложения парафина.

39. Тепловые методы борьбы с парафинов в фонтанных скважинах, характеристика применяемой

техники.

40. Механические методы борьбы с парафином в фонтанных скважинах.

41. Химически методы борьбы с парафином фонтанных скважинах.

42. Физические методы борьбы с парафином.

43. Превентивные (предупреждающие) методы отложения АСПО.

44. Причины отложения солей в скважине, меры борьбы с ними.

45. Борьба с образованием песчаных пробок и металлических сальников.

46. Автоматизация фонтанных скважин.

47. Клапаны-отсекатели и внутрискважинное оборудование.

48. Техника безопасности и противопожарные мероприятия при фонтанной эксплуатации

скважин.

49. Область применения, преимущества и недостатки газлифтного способа добычи нефти.

50. Принцип работы компрессорного подъемника. Условие газлифтного фонтанирования.

51. Системы и конструкции компрессорных подъемников, их преимущества и недостатки.

52. Разновидности газлифта. Источники газа.

53. Технологическая схема компрессорного газлифта. Недостатки компрессорного газлифта.

54. Пуск газлифтных скважин в эксплуатацию. Пусковые давления при различных конструкциях

и системах компрессорных подъемников.

55. Способы снижения пусковых давлений.

56. Классификация газлифтных клапанов.

57. Принцип роботы газлифтного клапана. Скважинные камеры.

58. Спуск и подъем съемных клапанов, используемый инструмент.

59. Компрессорное хозяйство на нефтяных промыслах.

60. Оборудование устья газлифтных скважин.

61. Принцип подбора оборудования для газлифтных скважин.

62. Особенности исследования газлифтных скважин.

63. Установление режима работы газлифтной скважины на основе результатов исследования.

64. Неполадки при эксплуатации газлифтных скважин.

65. Условия организации, схемы внутрискважинного газлифта.

66. Условия перевода непрерывного газлифта на периодический. Преимущества и недостатки

периодического газлифта.

67. Схема, принцип работы периодического газлифта без камеры замещения.

68. Схема, принцип работы периодического газлифта с камерой замещения.

69. Схема, принцип работы плунжерного газлифта.

70. Техника безопасности и противопожарные мероприятия при газлифтной эксплуатации

скважин.

Задачи к контрольной работе №1

Задача 1

Определить число рейсов сваба (поршня) и общее время на снижение забойного давления в скважине до пластового. Проверить тартальный канат на прочность. Исходные данные приведены в таблице2

Задача 2

Произвести расчет фонтанного подъемника; определить длину, диаметр, группу прочности стали колонны фонтанных труб по заданным условиям фонтанирования. Исходные данные приведены в таблице 4.

Задача 3

Определить пусковое давления при различных конструкциях и системах газлифта и глубину установки газлифтных клапанов, их количество. Исходные данные приведены в таблице 5.

Исходные данные	Варианты
1. Диаметр эксплуатационной колонны Д, мм
2. Толщина стенки эксплуатационной колонны d, мм
3. Диаметр подъемных труб d, мм
4. Толщина стенки НКТ d, мм	5,5	4,8	5,5	4,8	5,5	4,8	5,5	4,8	5,5	4,8	5,5	4,8
5. Диаметр каната dк , мм
6. Заглубление сваба на уровень жидкости h, м
7. Статический уровень жидкости hст, м
8. Скорость спуска и подъема сваба J1=J2, м/с
9. Плотность скважинной жидкости rж, кг/м^3
Исходные данные	Варианты
1. Диаметр эксплуатационной колонны Д, мм
2. Толщина стенки эксплуатационной колонны
d, мм
3. Диаметр подъемных труб d, мм
4. Толщина стенки НКТ d, мм	5,5	4,8	5,5	4,8	5,5	4,8	5,5	4,8	5,5	4,8	5,5	4,8	5,5
5. Диаметр каната dк , мм
6. Заглубление сваба на уровень жидкости h, м
7. Статический уровень жидкости hст, м
8. Скорость спуска и подъема сваба J1=J2, м/с
9. Плотность скважинной жидкости rж, кг/м^3

Таблица №2 Исходные данные к задаче 2.

Наименование исходных данных	Варианты
Расстояние от устья до верхних
отверстий фильтра Нф, м
Пластовое давление Рпл, МПа		17,8	18,5		19,8					18,7	19,3	20,5
Забойное давление Рзаб, МПа		11,8	12,3		12,8						13,3				15,5
Давление насыщения Рнас, МПа
Устьевое давление Ру, МПа	1,2	1,0	1,3	1,4	1,0	1,2	1,3	1,4	0,8	0,9	1,0	1,2	1,3	1,0	0,8
Диаметр эксплуатационной
колонны D, мм
Коэффициент продуктивности	8,3	10,5	13,0	15,2	18,0	21,4	25,0	30,4	33,0	28,0	26,8	32,5	23,4	35,0	16,8
К, m/сут ^. МПа
Плотность нефти rн кг/м^3
Плотность воды rв, кг/м^3
Обводненности nв, %

Продолжение таблицы 2.

Наименование исходных данных	Варианты
Расстояние от устья до верхних
отверстий фильтра Нф, м
Пластовое давление Рпл, МПа		14,4	14,8		16,2	15,6				16,8
Забойное давление Рзаб, МПа	10,2	10,4	9,6	9,2	8,9	8,8		7,9		10,5
Давление насыщения Рнас, МПа
Устьевое давление Ру, МПа	1,2	1,0	1,3	1,4	1,0	1,2	1,3	1,4	1,0	1,2
Диаметр эксплуатационной
колонны D, мм
Коэффициент продуктивности	8,3	10,5	13,0	15,2	18,0	21,4	25,0	30,4	33,0	28,0
К, m/сут ^. МПа
Плотность нефти rн кг/м^3
Плотность воды rв, кг/м^3
Обводненности nв, %

Таблица №3 Исходные данные к задаче 3

Исходные данные	Варианты
Диаметр эксплуатационной колонны D, мм
Устьевое давление Р у, МПа	1,5	1,2		1,5	1,2		1,5	1,2		1,5	1,2		1,5
Рабочее давление Р р, МПа	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	3,5	3,5	3,5
Плотность нефти, газа, воды r см, кг/м3
Глубина скважины (длина подъемника) Н L, м
Диаметр наружного ряда труб d 2,мм
Диаметр внутреннего ряда труб d 1, мм
Статический уровень жидкости (от устья) h ст, м
Давление, развиваемое компрессором Рк, МПа		5,5

Исходные данные	Варианты
Диаметр эксплуатационной колонны D, мм
Устьевое давление Р у, МПа	1,2		1,5	1,2		1,5	1,2		1,5		1,5	1,5
Рабочее давление Р р, МПа	4,5	4,5	4,5
Плотность нефти, газа, воды r см, кг/м3
Глубина скважины (длина подъемника) Н» L, м
Диаметр наружного ряда труб d 2,мм
Диаметр внутреннего ряда труб d 1, мм
Статический уровень жидкости (от устья) h ст, м
Давление, развиваемое компрессором Рк, МПа

Методические указания к выполнению

контрольной работы №2

К задаче 1

К решению задачи рекомендуется приступать после тщательного изучения темы 9 [1, стр. 310...358], [2, стр. 232...308], [14, стр. 53...88] и рассмотрения примеров решения типовых задач [3, стр. 108...113].

Существует несколько методик расчета. Рекомендуется следующая упрощенная последовательность решения задачи.

1. Определяют планируемый отбор жидкости по уравнению притока при n = 1

Q = K(Рпл- Рзаб)n, т/сут

2. Глубина спуска насоса:

, м

где Рпр.опт- оптимальное давление на приеме насоса, МПа.

Оптимальное давление на приеме насоса устанавливается опытным путем для каждого месторождения. Так, для месторождений Башкирии и Татарии Рпр.опт= 2...2,5 МПа.

Плотность смеси ниже приема насоса:

- при малом газосодержании и обводненности более 80%, определяется по формуле (2);

- при высоком газосодержании и обводненности менее 80%, по формуле:

, кг/м3

где в - объемный коэффициент нефти, принимаем условно в = 1,12.

3. Определяют объемную производительность установки, задавшись предварительно коэффициентом подачи насоса = 0,6...0,8:

, м3/сут

4. По диаграмме А. Н. Адонина для базовых станков качалок выбирают по найденному дебиту (Qоб) и глубине спуска насоса (Lн) диаметр насоса (плунжера) (dн) и тип станка качалки (СК), смотрите рисунки 4, 5, записывают техническую характеристику выбранного станка-качалки.

5. Выбирают тип насоса [14, стр. 67...88] и диаметр насосно-компрессорных труб [7, стр. 152].

Обозначения	Шифр станка	Частота качаний, мин^-1
	1ск=1,5=0,42=100
	2ск=2=0,6=250
	3ск=3=0,75=400
	4ск=3=1,2=700
· · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · ·	5ск=6=1,5=1600
	6ск=6=2,1=2500
○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○	7ск=12=2,5=4000
	8ск=12=3,5=8000
x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x	9ск=20=4,2=12000

Рисунок 1 - Диаграмма Адонина: модели базовых станков - качалок

Обозначения	Шифр станка	Частота качаний, мин^-1
	tск = 1= 0,6= 100
	2cк = 1,25=0,9=250
	3ск =2=1,05=400
	4ск =2=1,8=700
· · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · ·	5ск=4=2,1=1600
	6ск=4=3=2500
○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○	7ск=8=3,5=400
● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ●	7ск=8=3,5=600
∆ ∆ ∆ ∆ ∆ ∆ ∆ ∆ ∆ ∆ ∆	7ск=12=3,5=6000
x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x	9ск=15=6=12000

Дата добавления: 2015-07-13