- •150. Назначение и условие применения дожимных кс (дкс)
- •151 Структурная схема контроля при капитальном ремонте скважин
- •153.Основные типы конструкций скважин в различных геологических условиях. Причины, приводящие к нарушению ок
- •154. Оценка величины и направления заколонных перетоков жидкости с помощью методов термометрии.
- •155. Основные задачи контроля технического состояния фонда скважин. Причины, приводящие к нарушению технического состояния скважин.
- •156. Конструкции специальных видов ок и их использование при контроле выработки продуктивных пластов
- •157 Основные виды и направления заколонных перетоков пластовых вод при нарушении герметичности цементного камня
- •158. Применение индикаторных жидкостей при контроле технического состояния скважин. Виды индикаторных жидкостей. Основные требования, предъявляемые к индикаторным жидкостям.
- •159. Способы регистрации индикаторных жидкостей.
- •160. Контроль дебитов многопластового объекта разработки с помощью естественных индикаторов микрокомпонентов продуктивных пластов.
- •161. Комплекс методов для оценки величины и состава, поступающей из пласта жидкости.
- •162 Использование индикаторных жидкостей для оценки наличия межпластовых перетоков
- •164. Основные нарушения целостности обсадной колонны и причины их появления.
- •165. Способы выявления нарушения целостности обсадной колонны. Скважинный акустический телевизор (сат) и его использование для контроля качества обсадной колонны.
- •166 Контроль технического состояния обсадной колонны.Методы контроля, решаемые задачи
- •167. Технологическая карта (алгоритм) исправления негерметичности обсадной колонны.
- •168. Контроль состояния цементного камня за колонной. Методы контроля и решаемые задачи.
- •169. Основные технологические приемы контроля при проведении геолого-технических мероприятий в обсаженной скважине (дополнительная перфорация, грп и др.).
- •170. Основные причины загрязнения горизонтов питьевых вод. Способы прямой и косвенной оценки осолонения горизонтов питьевых вод.
- •171. Комплекс методов контроля для оценки и предотвращения загрязнения экологической системы
- •172.Алгоритм исправл.Некач цк и закол.Перетоков
- •173. Применение индикаторных жидкостей при контроле технического состояния скважин. Виды индикаторных жидкостей. Основные требования, предъявляемые к индикаторным жидкостям.
- •176. Понятие о дифференциальных методах контроля. Комплексирование дифференциальных методов контроля в зависимости от конструкции обсадной колонны и минерализации пластовой воды.
- •178. Осн.Экол.Законы
- •179. Оценка состюпзп при крс
- •181.Понятие о системах сбора и подготовки нефти, газа и воды. Требования к системам сбора и подготовки
- •182.Сепарация газа от нефти. Оптимизация процессов сепарации.
- •185.Расчет производительности сепараторов.
- •186.Промысловые нефтегазовые сепараторы.
- •187. Продукция нефтяных скважин. Способы выражения состава нефти и газа.
- •188. Измерение продукции нефтяных скважин
- •189. Технические средства для измерения продукции нефтяных скважин
- •190. Промысловые сборные трубопроводы. Классификация трубопроводов.
- •191. Принципы прроект-ния пром. Тр-в
- •192.Гидравлический расчет простого и сложного нефтесборного трубопровода.
- •193. Расчет сборных трубопроводов при движении по ним газированной жидкости
- •194.Способы увеличения произ-ти трубопр-в.
- •195.Тепловой расчет тр-да
- •197. Борьба солями.
- •198.Насосы и насосные станции
- •199. Компрессоры
- •200. Резервуары и резервуарные парки.
- •202. Разделение водонефтяных эмульсий методом отстаивания.
- •203,205. Термическое разделение водонефтяных эмульсий. Химическое
- •204. Разделение внэ фильтр-ей.
- •206. Установки комплексной подготовки нефти, газа и воды.
- •207. Разделение водонефтяных эмульсий в электрическом поле. Электродегидраторы
- •208.Обессоливание
- •209. Стабилизация
- •210. Борьба с коррозией
185.Расчет производительности сепараторов.
Для гравит.сеп-в необ-мо усл-е эфф.отделение нефти от газа в секции сбора нефти Vн<Vг, где Vн-ск-ть подьема уровня н. в пределах секц. сбора,Vг-ск-ть всплытия пузырьков газа
Тогда для верт. сеп-ров
Vн=Qн/(86400S) <Vг =d2(рн-рг)g/18µн
Qн<36650D2((d2(рн-рг)g/18µн)) ; для гориз-х сеп-ров:
Qн<47000S((d2(рн-рг)g/18µн))
S-площадь зеркала нефти, зависит от уровня нефти, d- диам-р окклюд.пузырьков газа
Для расчета сеп. емкостей
Вертик. Емкость:
V=86400(P1/P0)(T0/T1)(1/z)
(ПD2/4)Vч
D-диам-р сеп-ра
Если есть каплеуловитель:
V=86400 VнSφ (P1/P0) (T0/T1) (1/z), где φ=0,78-0,8 живое сечение каплеулов.насадки
186.Промысловые нефтегазовые сепараторы.
Назначение сеп-ров, их типы:
Аппарат, в кот-м проис-т отделение газа от жид. фазы наз-т нефтегазовые (2-хфазные)сеп-ры.
Если в сеп-ре отдел-ся вода, то сеп-р наз-ся 3-хфазным.
По принципу действия сепар. подразделены на четыре группы:
1.Гравитационные сепараторы. В них отделение примесей происходит под действием силы тяжести. Конструктивно они представляют собой сосуды большего, чем трубопровод, диаметра, в которых скорость восходящего потрка газа достаточно мала (0,08—0,15 м/с), для того чтобы более тяжелые частицы успевали осесть на дно, откуда их периодически удаляют через продувочные линии.
2.Инерционные сепараторы основаны на различии сил инерции разделяемых веществ. Более тяжелые, чем газ, частицы прижимаются к стенкам сосуда или к другим поверхностям и по ним стекают на дно. Типичный представитель такого сепаратора- циклонный.
3.Адгезионные сепараторы основаны на способности жидких и смоченных твердых частиц прилипать к поверхности твердых тел. В связи с этим струя очищаемого газа направляется на специальную насадку. Жидкость и твердые частицы стекают с них в нижнюю часть сепаратора, откуда периодически удаляются.
4. Сепараторы смеш.типа
Назначение:
1.Получение нефт.газа, использ-го как химич. сырье или топливо.
2.Уменьшение перемешивания н-г потока и снижение гидр.сопр-й.
3.Разложение образ-шейся пены.
4.Отделение в. от н. При добыче нестойких эмульсий.
5.Уменьшение пульсаций давл-я при транспорт-ии нгв смеси по сборным коллекторам.
Типы: Наиб. распростр-е получили вертик. и горизонт-е сеп-ры. Верт. сеп-р (трап) имеет меньшую производ-ть по сравнению с гориз-ми при одном и том же объеме аппарата.. По конструкции гориз. сеп-ры м.б. одноемкостные (прим-т для 1,2,3 ступеней сеп-ции) и 2-емкомстные.Их производ-ть не более 3000т/сут. 3-хфазные сеп-ры наз-т делители фаз. Наиб. произв-стью по ж и г хар-ся гориз. сеп-р, в который ж. и г. вводятся отдельно.Их наз-т сеп-рами с предварит. отбором газа. Они делятся на емкостные и трубные. С целью снижения потерь легких УВ перед подачей товарной продукции в рез-ры окончат-но разделяют газ от нефти при min избыт. давл-ях в кольцевых сеп-х.
Все нг сеп-ры состоят из: 1) осн-й сепар-нной секции; 2)осадительной;3)секции сбора нефти;4)каплеуловительной.
Показатели работы сеп-ра:
1)Степень разгазирования нефти
Эн=(Gн1-Gн2)Gн1*100%
Эг=(Gг2-Gг1)Gг2*100%, где
Gн1 ,Gн2-маасовые расходы до и после сеп-ции
2)вел-ны, хар-е эфф-ть работы сеп-в по степени уноса кап.ж-ти и пуз-ков газа :Кж=qж/Vг , Кг=qг/Qж
Степень техн-го сов-ва сеп-ра хар-ся:1)Мин. диаметр капель, задер-мый в сеп-ре, 2)Мах. допустимая величина средней ск-ти газового потока в своб.сечении и каплеулов. секции,3)Время пребывания ж-ти в сеп-ре. В настоящее время выпускается двухфазный горизонтальный сепаратор типа НГС и блочные сепарационные установки УБС.К трехфазным сепараторам относятся установки типа УПСНГС6 – 1400,6 – раб давл-е в атм-х,1400 – диаметр сепар-ра в мм Бывают (1400, 1600, 2200, 2600, 3000)По проп-й спос-ти по жид-ти тонн в сутки сеп-ры бывают 2000, 5000, 10000, 20000, 30000 т\сут. По раб. давл-ю 6,25, 40, 64 атм..УБС – 1500\6 (бывают 6\16)1500 – пропускная способность по жидкости 1500, 3000, 6300, 16000 м3\сут. УПС-А-3000\6 мА – в антикоррозионном исполнении, 3000 – пропускная способность по жидкости м3\сут, 6 – Pраб, М – модернизированная.