ЗАДАНИЕ НА КОНТРОЛЬНУЮ РАБОТУ №1

Номера контрольных вопросов Таблица №1.

Варианты	Номера вопросов
	1	2	3	4	5
1	1	16	31	46	61
2	2	17	32	47	62
3	3	18	33	48	63
4	4	19	34	49	64
5	5	20	35	50	65
6	6	21	36	51	1
7	7	22	37	52	2
8	8	23	38	53	3
9	9	24	39	54	4
10	10	25	40	55	5
11	11	26	41	56	6
12	12	27	42	57	7
13	13	28	43	58	8
14	14	29	44	59	9
15	15	30	45	60	10

1. Вскрытие продуктивных пластов.

2. Оборудование забоев скважин при вскрытии нефтяных и газовых пластов.

3. Назначение, типы. Основные характеристики НКТ.

4. Перфорация, виды и требования, предъявляемые к перфорации.

5. Условие вызова притока нефти в скважину.

6. Техника и технология освоения скважины продавкой газом (компрессорный способ).

7. Схема, сущность освоения скважины аэрацией. Применение пен.

8. Вызов притока нефти свабированием (поршневанием).

9. Техника безопасности, противопожарные мероприятия при освоении скважин.

10. Охрана недр и окружающей среды при освоении скважин.

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

12. Баланс энергии в скважине. Сущность, условие и виды фонтанирования.

13. Подъем жидкости (фонтанирование) за счет гидростатического напора (давления). Баланс давлений в скважине.

14. Механизм движения газонефтяной смеси по вертикальным трубам: структуры потока, зависимость объемного расхода жидкости от объемного расхода газа, семейство кривых лифтирования.

15. Подъем жидкости за счет энергии расширения газа. Условие газлифтного фонтанирования.

16. Назначение, классификация, выбор фонтанных арматур.

17. Регулирование работы фонтанной скважины. Штуцеры, их конструкция, выбор.

18. Установление технологического режима работы фонтанной скважины. Регулировочные кривые.

19. Методы борьбы с отложениями парафина при фонтанной эксплуатации скважин.

20. Методы борьбы с отложениями солей и коррозией при фонтанной эксплуатации скважин.

21. Автоматизация фонтанных скважин.

22. Обслуживание и наблюдение за работой фонтанной скважины.

23. Техника безопасности и противопожарные мероприятия при фонтанной эксплуатации скважин.

24. Мероприятия по охране окружающей среды на нефтяных промыслах.

25. Оборудование устья газлифтных скважин.

26. Принцип работы газлифта. Системы и конструкции газлифтных подъемников.

27. Пуск газлифтной скважины в работу. Определение пусковых давлений.

28. Методы снижения пусковых давлений.

29. Технологическая схема компрессорного газлифта.

30. Пуск газлифтной скважины, оборудованной пусковыми клапанами.

31. Технологическая схема бескомпрессорного газлифта.

32. Газлифтные клапаны: классификация, основные характеристики, принципиальное устройство.

33. Установка и замена сменных клапанов, применяемое оборудование, инструмент.

34. Методы борьбы с отложениями парафина и солей при газлифтной эксплуатации.

35. Подготовка и распределение газа при газлифтной эксплуатации.

36. Периодическая газлифтная эксплуатация, конструкции газлифта для периодической эксплуатации.

37. Внутрискважинный газлифт.

38. Методы борьбы с отложениями парафина при эксплуатации Скважин УСШН.

39. Определение нагрузок на головку балансира станка-качалки.

40. Производительность УСШН. Факторы, влияющие на производительность.

41. Схема, состав, работа установки штангового скважинного насоса (УШСН).

42. Устройство, работа, основные характеристики, выбор станков-качалок.

43. Динамометрирование УСШН.

44. Выбор оборудования и установление параметров работы ШСНУ.

45. Устройство, типы, область применения, характеристики невставных штанговых насосов.

46. Устройство, типы, характеристики, область применения Вставных штанговых насосов.

47. Особенности исследования скважин, оборудованных УСШН.

48. Борьба с вредным влиянием газа на работу ШСНУ.

49. Эксплуатация наклонных и искривленных скважин, оборудованных ШСНУ.

50. Эксплуатация пескопроявляющих насосных скважин.

51. Конструкция, основные характеристики, условия работы насосных штанг.

52. Методы борьбы с отложениями парафина в скважинах, оборудованных шташтовыми насосами.

53. Автоматизация контроля и управления скважинами, оборудованными ШСНУ.

54. Обслуживание скважин, оборудованных ШСНУ.

55. Конструкция, основные характеристики, условия работы, выбор насосных штанг.

56. Периодическая эксплуатация малодебитных скважин, оборудованных ШСНУ.

57. Оборудование устья насосных скважин.

58. Схема работы установки электроцентробежного насоса (УЭЦН).

59. Назначение, принципиальное устройство узлов установки ЭЦН.

60. Рабочие характеристики, устройство, выбор ЭЦН.

61. Монтаж и эксплуатация УЭЦН.

62. Принцип подбора УЭЦН к скважине.

63. Обслуживание, автоматизация контроля и управления скважинами, оборудованными УЭЦН.

64. Эксплуатация скважин погружными винтовыми электронасосами.

65. Эксплуатация скважин диафрагменными электронасосами.

67. Задача 1.1

68. Определить дебит нефтяной скважины в поверхностных условиях при установившемся притоке, оценить величину коэффициента продуктивности, вычислить дебит по уравнению притока.

69. Данные взять из таблицы 1 и 2 .

70. Таблица 1

71. 	Варианты
    	1-3	4-6	7-9	10-12	13-15
    — пластовое давление, МПа	16,0	16,0	16,0	16,0	16,0
    - забойное давление, МПа	10	9,8	9,6	9,4	9,2
    - давление насыщения, МПа	9,0	9,0	9,0	9,0	9,0

73. Таблица 2

74. 	Варианты
    	1-3	4-6	7-9	10-12	13-15
    - эффективная толщина пласта, м	10	15	10	10	10
    ρн - плотность нефти, т/м3	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8
    - объемный коэффициент нефти	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2
    - вязкость нефти динамическая, мПа. с	1,5	1,5	2,0	1,5	1,5
    k- коэффициент проницаемости породы, мкм2	0,2	0,2	0,2	0,4	0,2
    σ- относительное вскрытие, м	600	600	600	600	1200
    - диаметр скважины по долоту, мм	300	300	300	300	300
    φс - коэффициент совершенства скважины	0,7	0,7	0,7	0,7	0,7

75. Методические указания к решению задачи 1.1

76. При установившемся притоке однородной жидкости дебит скважины можно определить по формуле

77. 

78. где R_K - радиус контура питания (зона дренирования), принимается равным половине расстояния между скважинам

80. (2)

81. - радиус скважины по долоту

82. 

83. Для определения дебита на практике часто пользуются уравнением притока жидкости

85. , т/сут (4)

86. Где п - показатель фильтрации, при линейной зависимости между Q и ∆Р, п =1,

87. К - коэффициент продуктивности, т/сут*МПа. Из сравнения выражений (1) и (4) при п = 1 следует, что

88. 236 *khρнφс

89. К = , т/ сут* Мпа (5)

90. e_H µ_H Lg R_K/r_c

91. Определяют коэффициент продуктивности по выражению (5) и, подставив его значение в (4), определяют дебит по уравнению притока.

93. Задача 1.2

94. Произвести расчет фонтанного подъемника.

95. Данные приведены в таблице 3

96. Методические указания к решению задачи

97. К решению задачи приступают после изучения темы , [1, стр. 250...253] или [2, стр. 157... 159]. Решение типовых задач дано в [3, стр. 78...83].

98. Расчет фонтанного подъемника сводится к определению длины, диаметра и группы прочности стали колонны фонтанных труб.

99. 1.Определяют глубину спуска труб в зависимости от типа скважин.

100. При Рзаб ^> Рнас газ начинает выделяться из нефти в стволе скважины, выше забоя. В этом случае трубы достаточно опустить в глубину:

102. 

104. где - плотность смеси, определяется по формуле

105. 

106. При Рзаб ≤ Рнас движение газожидкостной смеси происходит по всему стволу скважины и трубы спускают до верхних отверстий фильтра: L ⁼ Нф

107. На практике, исходя из технологических соображений (промывка, освоение скважин) трубы обычно опускают до верхних отверстий фильтра.

108. 2. Диаметр фонтанных труб можно определить по формуле А.П.Крылова из условия минимальных потерь давления в колонне, при оптимальном режиме для конца фонтанирования.

110. 

113. Где , если P_заб >P_нас ;

114. P₁=P_заб, если Р_заб ≤ Р_нас;

115. Q — определяют по формуле притока

116. Q=K(Pпл-Рзаб)ⁿ, т/сут

117. где n-показатель степени, зависящий от условий фильтрации и составляющий 1...0,5 принимаем n=1

118. К- коэффициент продуктивности, т/сут*Мпа

120. Таблица 3

121. Наименование исходных данных	Варианты
     	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
     Расстояние от устья до верхних
     отверстий фильтра Нф, м	1600	1650	1700	1750	1800	1850	1900	1950	2000	2050	2100	2150	2200	2250	2300
     Пластовое давление Рпл, МПа	17	17,8	18,5	19	19,8	20	21	22	18	18,7	19,3	20,5	21	22	22
     Забойное давление Рзаб, МПа	11	11,8	12,3	13	12,8	13	13	15	11	12	13,3	14	15	16	15,5
     Давление насыщения Рнас, МПа	9	9	9	9	9	9	9	9	9	9	9	9	9	9	9
     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 Д, мм	146	168	146	168	146	168	146	168	146	168	146	168	168	146	168
     Коэффициент продуктивности К,
     т/сут МПа	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
     Плотность нефти рн, кг/м3	800	820	810	840	850	800	810	820	830	840	850	800	810	820	840
     Плотность воды рв, кг/м3	1100	1100	1100	1100	1100	1100	1100	1100	1100	1100	1100	1100	1100	1100	1100
     Обводненность пв, %	0	10	20	30	40	50	0	10	20	30	40	50	0	10	20

123. 3. По найденному расчетному значению, по внутреннему диаметру, выбирают ближайший меньший стандартный диаметр по таблице характеристик труб [см. 3, стр. 249].

124. 4. Выбирают тип труб: гладкие или с высаженными концами. Предпочтение отдают гладким трубам [см. 2, стр. 140].

125. 5. Выясняют возможность спуска труб в эксплуатационную колонну. Максимальный диаметр спускаемых в скважину труб не должен превосходить:

126. диаметр эксплуатационной колонны, мм 146 168

127. диаметр фонтанных труб, мм 73 89

128. Материал труб подбирают, исходя из расчета на растяжение от собственной силы тяжести. Для этого задаются группой прочности стали, например D, и выписывают значения страгивающей нагрузки для труб, Р^р или нагрузки, при которой напряжение в 52 трубах достигает предела текучести Р_Т5 в зависимости от типа и диаметра труб [15, стр. 91,96], [16, стр. 22...24].

129. Определяют предельную глубину спуска труб по формуле:

130. - для гладких труб:

132. , м

135. - для труб с высаженными концами:

136. , м

137. где К - коэффициент запаса прочности, принимаемый равным 1,5;

138. q - вес одного погонного метра труб, Кн

139. 

140. где m - масса 1 п. м. труб, кг;

141. g - ускорение свободного падения, м/с

142. Если > L, то выбранная группа прочности стали удовлетворяет условию прочности.

143. Если Lд_0П < L, то для оставшейся секции колонны труб, длиной λ= L-L_x._n

144. берут более прочную сталь, например К. Допускаемая длина секции из стали К:

145. - для гладких труб:

146. , м

147. - для труб с высаженными концами:

149. ,м

151. Задача 1.3

152. Для однорядного газлифтного подъемника кольцевой системы определите глубину ввода газа (длину подъемных труб), диаметр труб, расход газа, выясните необходимость применения пусковых клапанов.

153. Данные приведены в таблицей

154. Методические указания к решению задачи

155. Для решения данной задачи необходимо изучить тему [1, стр. 291. ..295], [2, стр. 199.. .231} и рассмотреть решение типовых [3, стр. 84.. .92]. При расчёте показателей газлифтной эксплуатации скважины воспользуемся аналитической методикой А. П. Крылова.

1. Определяют дебит скважины по уравнению притока, при n=1. В данном случае дебит ограничен заданным забойным давлением:

31. 

2. Длина подъёмных труб (глубина ввода газа при использовании рабочего газлифтного клапана):

31. При Рзаб>Р1:

32. 

34. где Pi - давление у башмака труб, принимают обычно на 0,3.. .0,4 МПа меньше рабочего давления.

35. Р1=Р_р-0,4МПа.

36. При Рз_аб<Р1: L = Н_ф-М

37. где ∆h - расстояние от верхних отверстий фильтра до башмака труб, м.

38. Принимается условно (∆h = З0...50м) из технологических соображений установка пакера; для того, чтобы закачиваемый газ не мешал нормальному притоку нефти и др.

3. Диаметр для газлифтного подъёмника определяют так же как и для фонтанного (см. решение задачи 2.1). Давление P1 в формуле (24) в данном случае равно давлению у башмака труб (см. выше).

4. Определяют оптимальный полный удельный расход газа (включая собственный газ скважины) по формуле:

32. 

34. Таблица 4

35. Наименование исходных данных	Варианты
    	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
    Расстояние от устья до верхних
    отверстий фильтра Нф , м	1600	1650	1680	1710	1760	1800	1830	1880	1910	1950	1980	1750	1810	1850	1900
    Пластовое давление Рщ,, МПа	14,0	14,4	14,8	15,3	15,8	16,2	17	17,5	14,5	15,0	15,5	16,0	16,5	17,2	17,8
    Забойное давление Рзаб, МПа	8	8,2	8,4	8,6	8,8	9	9,2	9,4	7,8	8,4	8	8,9	9,3	9,5	9,8
    Рабочее давление Рр, МПа	8	8,2	8,4	8,6	8,8	9	8,8	8,6	8,4	8,2	8	8,6	8,8	9	9,2
    Устьевое давление Ру, МПа	1,0	1,2	1,0	1,2	1,0	1,2	1,0	1,2	1,0	1,2	1,0	1,2	1,0	1,2	1,0
    Диаметр эксплуатационной
    колонны Д, мм	146	168	146	168	146	168	146	168	146	168	146	168	146	168	146
    Коэффициент продуктивности К,
    т/сут МПа	12	14	16	18	20	22	24	26	28	30	32	34	36	38	40
    Плотность смеси нефти и газа рсм,
    кг/м3	850	860	870	880	890	900	900	850	860	870	880	890	900	850	860
    Газовый фактор G,m3/t	60	60	60	60	60	60	60	60	60	60	60	60	60	60	60
    Обводненность пв, %	0	10	15	20	30	40	50	0	10	20	30	40	50	0	20
    Коэффициент растворимости газа в
    нефти ар, 1/МПа	7,0	7,0	7,0	7,0	7,0	7,0	7,0	7,0	7,0	7,0	7,0	7,0	7,0	7,0	7,0
    Статический уровень жидкости													*
    Нет, м	300	400	300	400	300	400	300	400	300	400	300	400	300	400	300

37. где ε- относительное погружение труб под уровень жидкости.

31. 

32. 5.Удельный расход нагнетаемого газа с учетом его растворимости:

31. Где Gэф - эффективный газовый фактор, м³ /т.

33. )

31. где P₀ - атмосферное давление, МПа. Ро=0,1МПа.

32. 6. Суточный расход газа:

33. 

34. 7. Выясняют необходимость применения пусковых клапанов, для этого определяют пусковое давление для однорядного подъемника кольцевой системы по формулам:

35. При Hcт = 0:

36. 

37. При Нст>О - вначале определяют повышение уровня жидкости в НКТ над статическим уровнем при продавливании по формуле:

38. 

31. если ∆Н > Н, то пусковое давление определяют по формуле если ∆H < Н: