- •Билет 1. Гипотезы происхождения нефти.
- •Билет 2.Горные породы
- •Билет 4. Классификация запасов нефти и газа.
- •Билет 3. Условие залегания осадочных горных пород
- •Билет 6. Методы поиска нефти и газа.
- •Билет 5. Подсчет запасов нефти и газа.
- •Билет 8. Отбор и изучение шлама и керна при бурении.
- •Билет 9. Геологическая обработка материалов бурения скважин. См билет 8 Билет 10. Состав и свойства природных газов.
- •Билет 11. Состав и свойства нефти.
- •Билет 12. Состав и свойства пластовых вод.
- •Билет 14. Опасные свойства природных газов и нефти. Общие сведения о геологических запасах нефти и газа.
- •Билет 15. Общие понятия о скважине.
- •Билет 16. Типы скважин. Их назначение и классификация. См. Билет 15.
- •Билет 17. Технология бурения скважины.
- •Билет 18. Способы бурения скважины.
- •Билет 19. Буровые долота.
- •Билет 20. Промывочные жидкости в бурении.
- •Билет 21. Буровые установки.
- •Б илет 22. Контрукция скважины.
- •Билет 24. Методы освоения скважин.
- •Билет 23. Вторичное вскрытие пласта.
- •Билет 25. Классификация способов добычи нефти.
- •Б илет 26. Фонтанный способ эксплуатации скважин.
- •Билет 27. Газлифтный способ эксплуатации скважин.
- •Б илет 28. Эксплуатация скважин с помощью шсну. Преимущества и недостатки. Наземная часть шсну.
- •Билет 29. Эксплуатация скважин с помощью эцн. Преимущества и недостатки. Скважинные насосы.
- •Б илет 30. Эксплуатация скважин с помощью диафрагменных и винтовых насосов. Область применения. Преимущества и недостатки.
- •Билет 31. Эксплуатация скважин с помощью струйных и гидропоршневых насосов.
- •Билет 32. Понятие о нефтеотдаче пласта. Классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов.
- •Билет 33. Факторы, влияющие на нефтеотдачу. Выбор мун. Оценка эффективности применения метода.
- •Билет 35. Соляно-кислотные обработки скважин и пзп.
- •Билет34.Классификация методов воздействия на пзп с целью интенсификации добычи нефти.
- •Билет 36. Текущий ремонт скважин. Классификация работ при прс.
- •Билет 37. Капитальный ремонт скважин. Классификация работ при крс.
- •Билет 39. Борьба с отложениями аспо при эксплуатации скважин.
- •Билет 40. Технологическая схема добычи, сбора и подготовки нефти. Промысловые трубопроводы.
- •Билет 41. Технологическая схема добычи, сбора и подготовки нефти. Измерение продукции скважин.
- •Билет 42.Основные процессы промысловой подготовки: разгазирование, обезвоживание, обессоливание и стабилизация нефти.
Билет 27. Газлифтный способ эксплуатации скважин.
Компрессорным называется способ эксплуатации нефтяных скважин, при котором подъем жидкости из пласта на поверхность осуществляется сжатым газом, нагнетаемым в колонну подъемных труб.
При компрессорном способе в скважину опускают две соосные трубы. Внутреннюю 2, по которой смесь извлекается наверх, называют подъемной, а наружную 3, по затрубному пространству между которой и трубой 2 в скважину под давлением подается газ, - воздушной. Подъемная труба короче воздушной.
Механизм компрессорной добычи следующий. При закачке газа в скважину нефть сначала полностью вытесняется в подъемную трубу. После этого в подъемную трубу проникает закачиваемый газ. Он смешивается с нефтью, в результате чего плотность смеси в подъемной трубе становится значительно меньше плотности нефти. Вследствие этого чтобы уравновесить давление, создаваемое столбом нефти между трубами 1 и 3, столб смеси в подъемной трубе 2 удлиняется, достигает поверхности земли и поступает в выкидную линию скважины.
В зависимости от того какой газ под давлением закачивается в скважину различают два способа компрессорной добычи нефти: газлифт (рабочий агент – природный газ) и эрлифт (рабочий агент – воздух). Применение эрлифта менее распространено, т.к. при контакте с воздухом нефть окисляется.
Для закачки газа в скважину сооружают специальные газлифтные компрессорные станции.
Достоинствами компрессорного способа эксплуатации нефтяных скважин являются:
1 ) отсутствие подвижных и быстроизнашивающихся деталей (что позволяет эксплуатировать скважины с высоким содержанием песка);
2) доступность оборудования для обслуживания и ремонта (поскольку все оно размещается на поверхности земли);
3) простота регулирования дебита скважин.
Однако у способа имеются и недостатки:
1) высокие капитальные вложения на строительство мощных компрессорных станций и разветвленной сети газопроводов;
2) низкий КПД газлифтного подъемника и системы «компрессор–скважина».
Б илет 28. Эксплуатация скважин с помощью шсну. Преимущества и недостатки. Наземная часть шсну.
Штанговый насос представляет собой плунжерный насос специальной конструкции, привод которого осуществляется с поверхности посредством штанги.
В нижней части насоса установлен всасывающий клапан 1. Плунжер насоса, снабженный нагнетательным клапаном 2, подвешивается на насосной штанге 3. Верхняя часть штанги пропускается через устьевой сальник 5 и соединяется с головкой балансира 6 станка-качалки. При помощи кривошипно-шатунного механизма 7 головка 9 балансира передает возвратно-поступательное движение штанге 3 и подвешенному на ней плунжеру. Станок приводится в действие электродвигателем 8 через систему передач.
Работает насос следующим образом. При ходе плунжера вверх верхний клапан 2 закрыт, так как на него действует давление вышележащего столба жидкости и плунжер работает как поршень, выталкивая нефть на поверхность. В это же время открывается приемный клапан 1 и жидкость поступает в цилиндр насоса. При ходе плунжера вниз нижний клапан закрывается, а верхний открывается и через полый плунжер жидкость выдавливается из цилиндра насоса в насосные трубы 10.
При непрерывной работе насоса в результате подкачки жидкости уровень последней в насосных трубах поднимается до устья и она поступает в выкидную линию через тройник 4.
В настоящее время более 2/3 действующего фонда скважин в мире эксплуатируется с помощью штанговых насосов.
Недостатками штанговых насосов являются громоздкость, возможность обрыва штанг, ограниченность применения в наклонных и сильнообводненных скважинах, недостаточно высокая подача, небольшие (до 2 км) глубины эксплуатации.