Каталог

Помощь

Корзина

Методические рекомендации к контрольной Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых скважин, ГАОУ СПО, 2007

Оригинальный документ?

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН

ГАОУ СПО АЛЬМЕТЬЕВСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ ТЕХНИКУМ

 

  

 

 

Методические указания

  

По выполнению контрольной работы студентами специальности 130503

«Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых скважин»

по дисциплине «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин»

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2007

Одобрена на заседании                               Составлена в соответствии

Цикловой комиссии                                    с Государственными

Протокол № ____ от «____» «__________» 

Образовательными стандартами  

Профессионального образования к минимуму содержания и уровня подготовки выпускников по специальности 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

              

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Составила: Захарова И.М. – преподаватель дисциплины «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин»

Содержание 

 

1. Пояснительная записка4

2. Тематический план6

3. Содержание учебной дисциплины и методические указания8

4. Перечень практических занятий27

5. Задания для контрольных работ. Общие указания28

6. Контрольная работа №129

7. Контрольная работа №259

8. Примерная тематика курсового проектирования81

9. Перечень рекомендуемой литературы

Пояснительная записка 

 

Методические указания и контрольные задания для студентов-заочников по учебной дисциплине «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин»  составлены в соответствии с Государственным образовательным стандартом среднего профессионального образования к минимуму содержания и уровню подготовки выпускников по специальности 0906 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», (базовый уровень среднего профессионального образования) и с примерной программой учебной дисциплины.

Учебная дисциплина «Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» является специальной, устанавливающая знания для выполнения курсового и дипломного проектирования, а также профессиональной деятельности специалиста в нефтедобыче.

Данная дисциплина предусматривает изучение основ добычи нефти и газа; процессов, происходящих в продуктивных пластах; техники и технологии способов добычи; методов поддержания оптимального режима работы скважин; методов воздействия на призабойную зону в целях увеличения дебитов скважин; эксплуатации скважин в условиях моря, болот и затопленных территорий; одновременно-раздельной эксплуатации одной скважиной нескольких пластов; составления нормативно-технической документации.

В результате изучения дисциплины студент должен:

иметь представление:

- о технике и технологии нефтегазодобывающего производства и перспективах развития нефтяной и газовой промышленности;

знать и уметь использовать:

- технику и технологию эксплуатации скважин, сбора и подготовки скважинной продукции, методы поддержания оптимального режима работы скважин; методы воздействия на призабойную зону в целях увеличения производительности скважин; технику безопасности и охрану недр и окружающей среды в процессе эксплуатации месторождений.

Изложение материала основывается на знаниях, полученных при изучении таких дисциплин как «Гидравлика», «Геология», «Термодинамика», «Бурение нефтяных и газовых скважин», «Нефтегазопромысловое оборудование», «Сбор и подготовка нефти и газа», «Охрана труда и окружающей среды при эксплуатации НГС» и др. Программа дисциплины «Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» рассчитана на 210        часов (в том числе 46 часов практических занятий, 30 часов курсового проектирования) для базового уровня среднего профессионального образования.

К каждой теме даются методические указания по изучению тем, рекомендуемая литература и вопросы для самопроверки.

Изучение программного   материала   полезно  сопровождать  составлением  конспекта,  в котором должны быть кратко записаны основные положения, определения, формулы, приведены поясняющие рисунки, схемы, графики. Успешному усвоению дисциплины способствует ознакомление с печатью периодических изданий: «Нефтяное хозяйство», «Нефть России», «Нефтепромысловое дело» и др.

Самостоятельная работа с основной и дополнительной литературой – основа изучения дисциплины. Цель данных методических указаний показать, что и в какой последовательности изучать, на что следует обратить особое внимание при изучении тем, как решаются технологические задачи, а также с помощью вопросов активизировать процесс усвоения и закрепления знаний, умений и навыков.

В процессе изучения дисциплины предусмотрено проведение двух домашних контрольных работ, двух экзаменов, выполнение курсовой работы.

Тематический план

 

 

Наименование тем

 

 

Максимальная нагрузка

 

Кол-во аудиторных часов при очной форме обучения

 

Самосто-ятельная работа

 

всего

в т.ч.

лаборат. занятия

в т.ч.

 практич. занятия

Введение

2

2

 

 

 

1. Физические основы добычи нефти и газа

5

4

 

2

1

2. Подготовка к эксплуатации и освоение нефтяных и газовых скважин

 

11

 

8

 

 

4

 

3

3. Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин

32

24

 

6

8

4. Газлифтная эксплуатация нефтяных скважин

37

28

 

8

9

5.Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосами

 

48

 

36

 

 

8

 

 

12

6. Эксплуатация нефтяных скважин бесштанговыми насосами

 

40

 

30

 

 

8

 

10

7. Эксплуатация газовых скважин

21

16

 

6

5

8. Методы увеличения продуктивности скважин

40

30

 

8

10

9. Одновременная раздельная эксплуатация одной скважиной нескольких пластов

 

5

 

 

4

 

 

 

 

1

10. Особенности эксплуатации нефтяных и газовых скважин в условиях моря, болот и затопляемых территорий

 

 

10

 

 

8

 

 

 

 

2

11. Нормативно-техническая документация в добыче нефти и газа

 

19

 

14

 

 

10

 

5

Курсовое проектирование

30

30

 

 

 

Всего по дисциплине

300

234

 

60

66

 

  

 

 

Наименование тем

 

 

Максимальная

 нагрузка

Кол-во часов при заочной форме обучения

Самосто-ятельная работа

всего

в т. ч

 лаборат.

 занятия

в т.ч.

 практич. занятия

Введение

2

2

 

 

 

1. Физические основы добычи нефти и газа

5

4

 

2

1

2. Подготовка к эксплуатации и освоение нефтяных и газовых скважин

 

11

 

8

 

 

4

 

3

3. Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин

30

22

 

6

8

4. Газлифтная эксплуатация нефтяных скважин

32

24

 

6

8

5. Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосами

 

44

 

34

 

 

6

 

10

6. Эксплуатация нефтяных скважин бесштанговыми насосами

 

38

 

28

 

 

6

 

10

7. Эксплуатация газовых скважин

16

12

 

4

4

8. Методы увеличения продуктивности скважин

34

26

 

6

8

9. Одновременная раздельная эксплуатация одной скважиной нескольких пластов

 

5

 

4

 

 

 

1

10. Особенности эксплуатации нефтяных и газовых скважин в условиях моря, болот и затопляемых территорий

 

 

8

 

 

6

 

 

 

 

2

11. Нормативно-техническая документация в добыче нефти и газа

 

13

 

10

 

 

6

 

3

Курсовое проектирование

30

30

 

 

 

Всего по дисциплине

268

210

 

46

58

 

 Содержание учебной дисциплины и  методические указания

  

Введение

 

Значение нефти и газа в топливно-энергетических ресурсах страны. Нефть и газ – сырье для нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности.

Краткая история развития отечественной нефтяной и газовой промышленности.

Дисциплина «Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» и его связь с другими дисциплинами.

Литература: О-2 стр.3 – 11 

 

Методические указания 

 

Рассматривая значение нефти и газа, необходимо акцентировать внимание на том, что нефтяная промышленность занимает ведущее место в экономике страны. Раскрывать значение нефти и газа необходимо в следующих аспектах:

- нефть – сырье для получения горюче-смазочных материалов, один из основных источников энергии;

- газ – высококалорийное топливо;

- основные продукты, получаемые из нефти и газа, преимущества использования синтетических материалов.

Историю развития отечественной нефтяной и газовой промышленности рекомендуется рассматривать поэтапно (дореволюционный период и т.д.), акцентируя внимание на совершенствовании техники и технологии добычи нефти, на динамике изменения добыче нефти.

Для рассмотрения развития нефтяной промышленности на современном этапе рекомендуется воспользоваться периодическими изданиями по нефтяному хозяйству.

  

Тема 1 Физические основы добычи нефти и газа

Студент должен:

знать:   условия притока нефти и газа к скважинам;

уметь: определять дебиты нефтяных и газовых скважин и коэффициент гидродинамического несовершенства скважин.

Условия притока нефти к скважинам. Уравнение притока и определение дебита  скважины.  Оптимальный  и  потенциальный  дебиты  скважин.  Виды гидродинамического несовершенства. Коэффициент гидродинамического несовершенства скважины.

Практические занятия №1 Определение дебитов нефтяных и газовых скважин по промысловым данным. Определение гидродинамического несовершенства скважин.

Литература: О-1 стр.68 – 83; О-2 стр.63 – 83

 

 

Методические указания 

 

Приток жидкости в скважины происходит под действием разницы между пластовым давлением и давлением на забое скважины. Так, как движение жидкости в пласте происходит с весьма малыми скоростями, то оно подчиняется линейному закону фильтрации – закону Дарси.

Особое внимание обратите на уравнение Дюпюи и величины, входящие в него, так как от них зависит приток и производительность (дебит) скважин. В пласте может наблюдаться движение многофазной смеси и как это влияет на дебит скважины нужно очень хорошо себе уяснить.

Необходимо иметь в виду, что на практике для определения дебита часто пользуются уравнением притока  Q = K · (PплPзаб).

  

Вопросы для самоконтроля

 

1. Запишите формулы, по которым можно рассчитать дебит нефтяной скважины.

2.  Какие данные необходимы для расчета дебита газовой скважины?

 

 Тема 2 Подготовка к эксплуатации и освоение нефтяных и газовых скважин

 

Студент должен:

знать:  основные требования при вскрытии продуктивного пласта,

             конструкции забоев, ствола и устья скважин; методы освоения

             нефтяных и газовых скважин;

уметь: сравнивать конструкции скважин, выбирать виды перфорации и

             метод освоения скважины, производить расчет различных

             методов освоения.

Вскрытие нефтяных и газовых пластов и оборудование забоев скважин. Оборудование ствола и устья скважины. Освоение скважин. Методы освоения нефтяных скважин. Расчет процессов освоения. Меры безопасности, противопожарные мероприятия и охрана окружающей среды при освоении нефтяных и газовых скважин.

Практические занятия №2 Расчет освоения скважины закачкой жидкости, компрессированием, свабированием.

Литература: О-1 стр.83 – 104; О-2 стр.134 – 146

 

 

 

Методические указания 

 

Подготовка скважин к эксплуатации является конечным этапом строительства (заканчивания) скважины, определяющим ее производительность, длительность и бесперебойность эксплуатации. Заканчивание скважины включает разработку и осуществление таких операций как вскрытие продуктивного пласта, выбор конструкции и оборудования забоя скважин, оборудование устья скважины, перфорация обсадной колонны и освоение скважины.

Необходимо знать, что при вскрытии пласта должны выполняться два условия: качественное вскрытие и не допущение открытого фонтанирования. Выбор конструкции забоя производится в зависимости от геологической характеристики продуктивных пластов.

При рассмотрении технологий различных методов освоения скважин, необходимо уяснить, что выбор метода вызова притока зависит от пластового давления, глубины и расположения скважины на структуре, степени устойчивости коллектора. Здесь также следует уяснить меры безопасности и вопросы охраны окружающей среды.

  

Вопросы для самоконтроля 

 

1.  Что понимают под заканчиванием скважин?

2. Какие основные требования предъявляются к методам вскрытия продуктивных пластов?

3.  Объясните причины загрязнения призабойной зоны пласта.

4. От чего зависит выбор конструкции забоя?

5. Какие существую типы скважин по назначению?

6. Назовите основные элементы конструкции скважины и их назначение.

7. Что, значит, освоить скважину?

8. Какие должны соблюдаться условия при движении нефти и газа из пласта к скважине?

9. Как производится вызов притока при низком пластовом давлении?

10. Какие существуют методы вызова притока в скважину?

  

Тема 3 Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин

 

Студент должен:

знать:  причины фонтанирования и теоретические основы подъема смеси по трубам, оборудование и обвязку фонтанных скважин,  установление и регулирование технологического режима работы скважин, неполадки и меры борьбы с ними;

уметь: устанавливать технологический режим работы скважин на основе результатов исследования, производить расчет и подбор оборудования фонтанных скважин.

Теоретические основы подъема газожидкостной смеси по трубам. Баланс энергии в скважине. Условия, причины и типы фонтанирования. Подъем жидкости за счет энергии гидростатического напора.

Подъем жидкости за счет энергии расширяющегося газа. Механизм движения газонефтяной смеси по вертикальным трубам. Расчетные формулы А.П.Крылова. Определение длины и диаметра фонтанного лифта. КПД фонтанного лифта.

Оборудование устья фонтанных скважин.

Классификация фонтанной арматуры по ГОСТу. Обвязка фонтанной скважины с выкидной линией. Назначение и состав манифольда. Выбор фонтанной арматуры в коррозионно-стойком исполнении для сред, содержащих сероводород и углекислый газ.

Регулирование работы фонтанной скважины. Дроссели, их конструкция. Исследование фонтанных скважин. Установление технологического режима работы скважин на основе результатов исследования. Регулировочные кривые.

Неполадки при работе фонтанных скважин. Меры борьбы с отложениями парафина, солей и коррозией. Борьба с песком,  пульсацией, скоплением  воды на забое. Влияние сероводорода и углекислого газа на стойкость арматуры.

Ввод ингибитора для повышения коррозионной стойкости арматуры. Автоматизация фонтанных скважин. Устройства для закрытия фонтанных скважин при нарушении режима работы или разгерметизации устьевого оборудования. Клапаны-отсекатели и внутрискважинное оборудование.

Наблюдение за работой фонтанных скважин. Меры безопасности и противопожарные мероприятия при фонтанной эксплуатации скважин. Мероприятия по охране окружающей среды на нефтяных и газовых промыслах.

Практические занятия №3 Расчет и подбор подземного и наземного оборудования фонтанной скважины.

Литература: О-1 стр.233 – 268; О-2 стр.147 – 198

  

Методические указания

 

Этой темой начинается изучение способов эксплуатации скважин.

В случае  большого  количества  пластовой  энергии  нам  не  приходится затрачивать дополнительную энергию на подъем нефти на поверхность, т.к. она поднимается под действием пластовых сил – это фонтанный способ эксплуатации. Следует знать, что существует два способа фонтанирования: за счет гидростатического напора и за счет энергии расширяющегося газа.

Для более ясного представления процесса фонтанирования необходимо уяснить условия фонтанирования.

Фонтанирование от гидростатического давления встречается крайне редко, поэтому особое внимание уделите фонтанированию за счет энергии расширяющегося газа. При этом необходимо ознакомиться с формулами профессора Крылова А.П. для подбора фонтанного лифта и законспектировать их в рабочих тетрадях.

С целью охраны недр, в частности для предупреждения износа обсадных колонн, фонтанирование ведут по насосно-компрессорным трубам. С устьевой арматурой различных конструкций предлагается ознакомиться по литературе (О-1, О-2).

При рассмотрении вопроса регулирования работы фонтанных скважин необходимо уяснить значение штуцеров, ознакомиться с их разновидностями и методикой определения диаметра устьевого штуцера (О-1стр.257, О-3 стр.3 – 20). При обслуживании фонтанных скважин особое внимание следует обратить на предупреждение возможных неполадок и аварий, на применение эффективных мер для борьбы с отложениями парафина и солей. Особое внимание необходимо уделить изучению вопроса мер безопасности и охраны природы при фонтанной эксплуатации, особенно на месторождениях с содержанием H₂S и CO₂.

Рассмотрите основные элементы автоматизации и телемеханизации при фонтанной эксплуатации. 

 

Вопросы для самоконтроля 

 

1. Условие фонтанирования скважин.

2. Виды фонтанирования скважин.

3. Что является показателем эффективности фонтанного способа добычи нефти?

4. Что понимают под эффективным газовым фактором? Условие газлифтного фонтанирования.

5. Подземное оборудование фонтанных скважин.

6.  Как подбирают оборудование фонтанных скважин?

7. Что называют регулировочными кривыми работы фонтанной скважины, как их используют?

8. Какие факторы необходимо учитывать при расчете диаметра фонтанных труб?

9. Охарактеризуйте процесс отложения парафина и методы борьбы с ним.

10. Что такое штуцер и для чего он предусмотрен?

11. Какие опасности возможны при фонтанной эксплуатации скважин и что предпринимают для их предупреждения?

  

Тема 4 Газлифтная эксплуатация нефтяных скважин

Студент должен:

знать: принцип работы газлифта, технологические схемы  компрессорного и бескомпрессорного газлифта, пуск компрессорных скважин в эксплуатацию и методы снижения пускового давления, способы регулирования газа по скважинам, исследование газлифтных скважин, неполадки при эксплуатации и борьбу с ними, периодическую эксплуатацию газлифтных скважин;

уметь: производить расчет и подбор оборудования для газлифтной эксплуатации.

Область применения газлифтного способа добычи нефти. Преимущества и недостатки. Принцип работы компрессорного подъемника (газлифта).

Системы и конструкции компрессорных подъемников. Оборудование устья газлифтных скважин. Компрессорный и бескомпрессорный газлифт, технологическая схема. Пуск газлифтных скважин в эксплуатацию. Пусковые давления при различных системах газлифта. Методы снижения пусковых давлений. Пусковые и рабочие клапаны. Расчет расстановки пусковых клапанов. Расчет лифта: определение его длины, диаметра, расхода газа.

Требования к подготовке газа для газлифтной эксплуатации. Способы регулирования газа по скважинам. Системы распределения газа по скважинам. Компрессорное хозяйство.

Исследование газлифтных скважин. Зависимость дебита от расхода рабочего агента. Максимальный и оптимальный дебиты. Установление режима работы газлифтной скважины на основании результатов исследования. Неполадки при эксплуатации газлифтных скважин. Борьба с отложениями парафина, песком, отложениями солей в трубах. Борьба с гидратными пробками. Периодическая эксплуатация компрессорных скважин. Плунжерный лифт. Гидропакерный автоматический поршень.

Меры, обеспечивающие увеличение межремонтного периода работы газлифтных скважин.

Обслуживание газлифтных скважин. Меры безопасности и противопожарные мероприятия при газлифтной эксплуатации скважин. Охрана окружающей среды.

Практические занятия №4 Расчет и подбор оборудования для газлифтной эксплуатации скважин.

Литература: О-1 стр.268 – 310; О-2 стр.199 – 231; О-3 стр.172 – 200

  

Методические указания

 

Принцип действия газлифта аналогичен работе фонтанного подъемника при фонтанировании за счет энергии газа. Разница заключается в том, что недостающее количество газа нагнетается с поверхности. Газлифтная эксплуатация скважин является искусственным продолжением фонтанирования.

Основное внимание здесь необходимо уделить реализации этого процесса; конструкциям и системам газлифтных подъемников, пуску скважин в работу, способам снижения пускового давления, системе подготовки и распределения газа, разновидностям газлифтной эксплуатации.

Обратите внимание на расчет пусковых давлений, и при какой конструкции подъемника оно наименьшее. На практике в основном применяют конструкции, предусматривающие применение газлифтных клапанов, снижающих пусковые давления.

Следует рассмотреть периодическую эксплуатацию газлифтных скважин и ее разновидности как способы уменьшения удельного расхода газа.

В процессе эксплуатации могут возникнуть различные неполадки, надо разобраться в их причине и методах устранения. Необходимо уяснить особенности исследования газлифтных скважин и установления оптимального технологического режима работы.

В заключение рассмотрите преимущества и недостатки, область применения, вопросы техники безопасности газлифтного способа эксплуатации.

  

Вопросы для самоконтроля

 

1. Условие работы газлифтного подъемника.

2. Что называется газовоздушным подъемником, и какие их конструкции существуют?

3. В чем сходство и отличие компрессорного, бескомпрессорного и внутрискважинного газлифта?

4. Как осуществляется пуск газлифтной скважины в эксплуатацию?

5. Какова необходимость снижения пускового давления?

6. Принцип работы газлифтных клапанов.

7. Как оборудуется устье газлифтных скважин, и с какой целью?

8. Как осуществляется подача газа к скважине?

9. Что называется оптимальным режимом работы газлифтной скважины?

10. Принцип работы плунжерного лифта. 

 

Тема 5 Эксплуатация нефтяных скважин  штанговыми насосами

 

Студент должен:

знать:  принцип работы штанговых скважинных установок; наземное и подземное оборудование, применяемое при добыче нефти штанговыми скважинными установками; подачу штанговых скважинных установок и факторы, влияющие на нее; исследование ШСНУ и установление параметров работы; меры борьбы с осложнениями работы глубинно-насосных скважин;

уметь: производить расчет и подбор оборудования для скважинной насосной эксплуатации.

Схема работы штанговой скважинной насосной установки. Подбор штангового насоса для оптимального отбора жидкости.

Насосные штанги. Оборудование устья насосных скважин. Индивидуальный привод штангового насоса. Размерный ряд станков-качалок по ГОСТу, их выбор. Регулирование длины хода сальникового штока и числа качаний в балансирных и безбалансирных станках-качалках.

Уравновешивание станка-качалки.

Определение нагрузок на штанги и станок-качалку. Определение длины хода плунжера. Выбор электродвигателя станков-качалок. Подбор оборудования устья и устьевых сальников. Подача штанговых скважинных установок. Факторы, влияющие на подачу штангового скважинного насоса. Коэффициент наполнения и подачи штангового насоса. Борьба с вредным влиянием на работу штангового насоса газа и песка. Газовые, песочные якоря и гравийные фильтры. Применение полых штанг. Борьба с отложениями парафина. Скребки и штанговращатели.

Эксплуатация наклонных и искривленных скважин. Периодическая эксплуатация малодебитных скважин. Система телединамометрирования, назначение и устройство станции управления БУС – 3М.

Измерение нагрузок на штанги и исследование работы штангового насоса (динамометрирование). Измерение уровня жидкости в скважине (эхометрия, волнометрия).

Назначение и график профилактического обслуживания станков-качалок. Обслуживание насосных скважин. Технология освоения скважин со штанговыми насосами после подземного (текущего и капитального)         ремонта. Эксплуатация скважин штанговыми винтовыми насосными установками (УШВН).

Практические занятия № 5 Расчет и подбор оборудования для штанговой скважинной насосной эксплуатации. Расшифровка динамограмм.

Литература: О-1 стр.310 – 358; О-2 стр.232 – 308; О-3 стр.95 – 136; О-14 стр.53 - 89

    

Методические указания 

 

После того, как пластовая энергия истощается, скважину переводят на механизированный способ эксплуатации. Глубиннонасосная эксплуатация скважин является самым распространенным видом добычи нефти. В нашей стране около 70% фонда скважин эксплуатируются ШСНУ, отсюда видна значительность данной темы.

Начинать изучение темы необходимо с уяснения принципиальной схемы ШСНУ, необходимо разобраться из каких частей она состоит, какие функции выполняет каждая часть установки. Для ясного понимания целого ряда технологических вопросов работы ШСНУ необходимо хорошо знать устройство всех деталей установки и оборудования.

При ознакомлении с подземным оборудованием четко уясните типы, конструкции, область применения глубинных штанговых насосов, какие показатели входят в условное обозначение насосов.

При изучении подземного оборудования необходимо рассмотреть принципиальное устройство станка-качалки, его основные узлы и детали, какие нагрузки действуют на головку балансира, виды уравновешивания, а также, назначение и устройство устьевого оборудования насосных скважин.

При изучении вопроса «Производительность ШСНУ» обратите внимание на следующие понятия: коэффициент подачи, коэффициент наполнения и на факторы, от которых они зависят.

Обратите внимание на современные методы и особенности исследования скважин. Изучая вопрос динамометрирования ШСНУ, нужно ознакомиться с принципами работы с аппаратурой, научиться читать динамограммы.

Особое внимание обратите на выбор оборудования и установление параметров работы ШСНУ, от чего зависит выбор типа насоса, станка-качалки, конструкции колонны штанг. Рассмотрите работу ШСНУ в осложненных условиях и охарактеризуйте основные направления обеспечения нормальной эксплуатации насосных скважин.

В заключении рассмотрите вопросы обслуживания, автоматизации ШСНУ.

  

Вопросы для самоконтроля

 

1. Какие виды глубиннонасосной эксплуатации вы знаете?

2. На каком принципе основана работа ШСНУ?

3. Какие типы штанговых насосов вы знаете?

4. Чем отличаются трубные насосы от вставных, их преимущества и недостатки?

5. Отличие насоса НСН-1 от НСН-2, достоинства и недостатки.

6. Виды плунжеров, условия их применения.

7. Каково назначение труб и штанг?

8. Для чего предусмотрено устьевое оборудование насосной установки?

9. Что называется коэффициентом наполнения и коэффициентом подачи ШСНУ?

10. Какие нагрузки действуют на полированный шток?

11. Объясните причины отличия длины хода плунжера и длины хода устьевого штока.

12. Зачем и как уравновешивают станки-качалки?

13. Какие виды неполадок можно выявить с помощью динамограмм?

14. Для чего предназначен штанговращатель и где он устанавливается?

15. Как выбирается оборудование, и устанавливают параметры работы штанговой насосной установки?

16. Как устанавливается оптимальный режим работы ШСНУ?

17. Когда и как организуют периодическую эксплуатацию насосных скважин, оборудованных ШСНУ? 

 

Тема 6 Эксплуатация нефтяных скважин бесштанговыми насосами 

 

Студент должен:

знать:  схемы установок бесштанговых насосов, назначение основных узлов установки; монтаж и эксплуатацию УЭЦН, пуск и вывод установки на режим; технические и технологические мероприятия по увеличению межремонтного периода работы скважин; 

уметь: производить расчет и подбор оборудования для эксплуатации    скважин УЭЦН.

Схема установки погружных электрических центробежных насосов (УЭЦН), область применения. Основные узлы установки и их назначение. Техническая характеристика УЭЦН. Классификация УЭЦН по напору, подаче, габариту и исполнению. Модульные погружные электронасосы. Методика подбора УЭЦН для скважин. Оборудование устья скважин. Монтаж и эксплуатация УЭЦН. Контроль параметров работы установки в процессе эксплуатации. Автоматизация скважин, оборудованных УЭЦН. Пуск установки ЭЦН и вывод ее на режим после подземного (текущего и капитального) ремонта.

Влияние газа на работу УЭЦН и применение газосепараторов, снижающих влияние газа. Технические и технологические мероприятия, обеспечивающие увеличение межремонтного периода работы скважин.

Винтовые насосы для добычи вязкой нефти; устройство, принцип действия, техническая характеристика, достоинства и недостатки. Другие виды бесштанговых  насосов  (гидропоршневые,  диафрагменные,  струйные),  их устройство, техническая характеристика, область применения.

Меры безопасности при эксплуатации УЭЦН. Сравнение различных способов добычи нефти и выбор наиболее рационального способа эксплуатации скважин.

Практические занятия №6 Расчет и подбор оборудования для эксплуатации скважин погружным электронасосом.

Литература: О-1 стр.358 – 378; О-2 стр.309 – 333; О-3 стр.137 – 148; О-14 стр.113 – 175

 

Методические указания 

 

Изучая данную тему, следует ознакомиться с различными типами бесштанговых погружных насосов: электроцентробежными, винтовыми, диафрагменными, гидропоршневыми насосами. Наибольшее распространение получили установки электроцентробежных насосов (УЭЦН).

По каждому типу установок необходимо изучить: область применения, схему и работу установки в целом, назначение, принципиальное устройство, технические характеристики каждого узла установки, условия их работы, вопросы производительности, контроля и управления работой установки, преимущества и недостатки каждого типа установок.

Особое внимание заслуживают вопросы выбора УЭЦН к скважинам, исследования и установления технологического режима работы скважины, выбора наиболее рационального способа эксплуатации. Необходимо также изучить меры безопасности при монтаже и обслуживании УЭЦН.

  

Вопросы для самоконтроля 

 

1. Из каких узлов состоит установка ЭЦН?

2. Назначение протектора.

3. Назначение автотрансформатора.

4. Как определить и установить оптимальный режим работы УЭЦН?

5. В каких случаях целесообразно использовать установки ЭЦН?

6. Осложнения при эксплуатации скважин УЭЦН и борьба с ними.

7. Назовите причины выхода из строя установок ЭЦН.

8. Область применения диафрагменных, винтовых, гидропоршневых насосов.

 

Тема 7 Эксплуатация газовых скважин

Студент должен:

знать:  особенности конструкции и оборудования газовых скважин, меры предупреждения гидратообразования, исследование газовых скважин, организацию и безопасное ведение работ при ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов;

уметь:  определять дебит газовой скважины, устанавливать режим эксплуатации скважин, производить расчет лифта.

Особенности конструкции и оборудования газовых скважин. Внутрискважинное оборудование газовых скважин. Гидратообразование, предупреждение гидратообразования.

Расчет лифта для газовых скважин. Подбор фонтанной арматуры для скважин, содержащих сероводород и углекислый газ.

Исследование газовых скважин. Установление режима работы газовой скважины.

Автоматизация газового промысла. Наблюдение за работой скважин. Меры безопасности и противопожарные мероприятия при эксплуатации газовых скважин. Организация и безопасное ведение работ при ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов.

Практические занятия №7 Расчет и подбор оборудования для эксплуатации газовых скважин, установление режима работы.

Литература: О-1 стр.379 – 398; О-2 стр.349 – 365

  

Методические указания 

 

Конструкции, оборудование и эксплуатация газовых скважин во многом аналогичны фонтанным нефтяным скважинам. Особенностями эксплуатации газовых скважин являются наличие высоких давлений на устье скважин, образование коррозии и кристаллогидратов в скважине и выкидных линиях, необходимость в некоторых случаях изолировать эксплуатационную колонну от воздействия газа применением пакеров.

Необходимо рассмотреть работу газовых скважин в осложненных условиях (образование кристаллогидратов, накопление воды на забое скважин, вынос песка и другие), а так же методы ликвидации этих осложнений.

Особое внимание уделите изучению вопросов установления технологического режима и охраны природы при эксплуатации газовых скважин.

Вопросы для самоконтроля 

 

1. Особенности конструкции газовых скважин.

2. Какова необходимость применения пакеров?

3. Исходя, из каких условий определяют диаметр фонтанных труб для газовой скважины?

4. Как регулируется работа газовой скважины?

5. Методы предупреждения и ликвидации кристаллогидратов.

6. Как контролируется работа газовой скважины?

7. Основные меры безопасности при обслуживании газовой скважины.

  

Тема 8 Методы увеличения продуктивности скважин

Студент должен:

знать:  классификацию методов увеличения дебитов скважин, область их применения; технологию проведения солянокислотной, термокислотной обработки, гидравлического разрыва пласта, гидропескоструйной перфорации, виброобработки, тепловых методов;

уметь: производить расчет солянокислотной обработки забоя скважин, гидравлического разрыва пласта.

Назначение методов увеличения проницаемости призабойной зоны скважины. Классификация методов, области применения. Обработка скважин соляной кислотой. Реагенты, применяемые при солянокислотной обработке, их назначение и характеристики. Приготовление солянокислотного раствора. Оборудование, применяемое для солянокислотной обработки.

Термокислотная обработка скважин, применяемые реагенты. Другие виды кислотных обработок.

Гидравлический разрыв пласта, его сущность. Область применения, схема проведения. Механизм образования трещин. Определение местоположения и характера трещин разрыва. Давление разрыва. Жидкости разрыва, их физические свойства. Песок, предназначенный для заполнения трещин. Оборудование, применяемое для гидроразрыва пласта.

Гидропескоструйная перфорация, применяемое оборудование и схема процесса.

Виброобработка скважин. Термические методы воздействия на призабойную зону скважин. Закачка в скважину поверхностно-активных веществ. Комплексные методы воздействия на призабойную зону скважин.

Охрана окружающей среды при применении методов воздействия на призабойную зону.

Практические занятия №8 Расчеты кислотной, термокислотной обработки, гидравлического разрыва пласта.

Литература: О-1 стр.406 – 432; О-2 стр.370 – 404 

  

Методические указания

 

В процессе эксплуатации наблюдается снижение производительности и приемистости нагнетательных скважин из-за ухудшения проницаемости призабойной  зоны  пласта (ПЗП) и  снижение  подвижности нефти в результате образования в ПЗП отложения смол, парафина и солей; кроме того, значительная часть вновь вводимых из бурения скважин имеет низкие первоначальные дебиты из-за низкой естественной проницаемости пласта или значительного загрязнения ПЗП в процессе заканчивания скважин. 

Для увеличения или восстановления дебитов (приемистости) скважин применяют методы воздействия на ПЗП, основанные на увеличении (восстановлении) проницаемости ПЗП, снижении вязкости нефти, изменении поверхностного натяжения на границе раздела фаз (нефть-вода-порода).

Начинать изучение темы рекомендуется с выяснения причин снижения производительности эксплуатационных и нагнетательных скважин, классификации методов по механизму воздействия с указанием методов относящихся к каждой группе.

Изучать основные методы каждой группы рекомендуется в следующей последовательности: сущность метода (как достигается увеличение производительности), применяемые материалы (реагенты), параметры обработки (например, расход, концентрация раствора кислоты при СКО), схема обработки и последовательность операций, применяемое оборудование, область применения метода. 

 

Вопросы для самоконтроля  

1. Что понимают под призабойной зоной пласта (ПЗП)?

2. Как выбирают метод воздействия на ПЗП для данной скважины?

3. Каково назначение и сущность солянокислотной обработки?

4.  Как готовят рабочий раствор соляной кислоты?

5. Какие реагенты, и с какой целью добавляют в соляную кислоту?

6. Разновидность СКО.

7. Каковы преимущества пенокислотной обработки перед простой кислотной?

8. Какие разновидности ГРП вы знаете?

9. Как проводят ГРП?

10. Какие рабочие жидкости используются для ГРП?

11. В каких скважинах наиболее целесообразно проводить вибровоздействие и тепловое воздействие?

12. Какие способы теплового воздействия вы знаете?

13. В чем сущность комплексного воздействия, и какими методами его осуществляют?

14. В чем состоит механизм действия ПАВ в пористой среде?

15. Какие ПАВ наиболее широко применяют в нефтяной промышленности?

16. Оборудование, применяемое при различных методах воздействия.

  

Тема 9 Одновременная раздельная эксплуатация одной скважиной нескольких пластов

 

Студент должен:

знать:  экономическую эффективность применения одновременно- раздельной эксплуатации одной скважиной нескольких горизонтов; оборудование для раздельной эксплуатации по схемам: фонтан-фонтан, насос-насос и др.

Сущность одновременно-раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной. Выбор объектов для раздельной эксплуатации. Оборудование для раздельной эксплуатации двух пластов по схемам: «фонтан-фонтан», «насос-насос» и др. Раздельная эксплуатация двух газовых пластов.

Особенности мероприятий мер безопасности при одновременно-раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной.

Литература: О-1 стр.398 – 406; О-2 стр.333 – 348

   

Методические указания

 

В настоящее время эксплуатируются многопластовые месторождения, т.е. когда  пласты  нефти  залегают  один  над  другим.  В  этом  случае возникает целесообразность эксплуатации двух или нескольких пластов одновременно, одной скважиной. 

Причем необходимо знать, что одновременная раздельная эксплуатация (ОРЭ) может быть со смешением нефти двух пластов при ее извлечении и раздельная эксплуатация каждого пласта.

Следует изучить схемы и конструкции установок для раздельной эксплуатации и особое внимание обратить на схемы «фонтан-насос», «насос-насос».

Особо важно встает вопрос охраны недр при одновременно-раздельной эксплуатации.

  

Вопросы для самоконтроля

 

1. Какова необходимость одновременно-раздельной эксплуатации нескольких пластов?

2. Когда можно смешивать нефть из двух пластов?

3. Назовите основные схемы ОРЭ.

4. Приведите примеры оборудования для ОРЭ двух пластов.

5. Какие требования предъявляются к скважинам, переводимым на ОРЭ?

  

Тема 10 Особенности эксплуатации нефтяных и газовых скважин в условиях моря, болот и затопляемых территорий

 

Студент должен:

знать:  особенности эксплуатации нефтяных и газовых скважин в условиях моря, болот и затопляемых территорий.

Современное техническое состояние разработки и эксплуатации нефтяных и газовых скважин континентального шельфа.

Гидротехнические сооружения, возводимые на море. Борьба с коррозией оснований. Сбор и транспорт нефти на морском промысле.

Ремонтные работы, организация обслуживания скважин и установок.

Меры безопасности при разработке и эксплуатации морских месторождений.

Литература: О-1 стр.466 – 476

 

Методические указания

 

В настоящее время существует три основных типа морских промыслов:

1. прибрежный промысел;

2. эстакадный промысел;

3. промысел, расположенный в открытом море.

Наземное и подземное оборудование морских скважин мало, чем отличается от оборудования скважин, находящихся на суше. Необходимо обратить внимание на изучение оборудования устья морских скважин и на систему сбора и транспорта нефти на морских промыслах. В морских условиях большие осложнения в работе скважин, связанные с коррозией оборудования. Необходимо изучить методы борьбы с ними.

При разработке морских месторождений особо важно встает вопрос охраны водных бассейнов, поэтому следует рассмотреть мероприятия по охране природы и недр.

  

Вопросы для самоконтроля 

 

1. Какова конструкция морских скважин?

2. Что представляет собой эстакада?

3. Какие типы оснований применяются при бурении, эксплуатации морских скважин?

4. Как осуществляют сбор добываемой нефти?

5. Особенности обвязки устья морских скважин.

6. Обслуживание морских скважин.

  

Тема 11 Нормативно-техническая документация

 в добыче нефти и газа

 

Студент должен:

знать:  разделы стандарта, организацию труда и заработной платы, геолого-техническую документацию;

уметь: составлять план-заказ на подземный ремонт скважины.

Разделы стандарта.

Организация  труда  и  заработной  платы. Промышленная безопасность и охрана труда. Геолого-техническая документация. Перечень документации в ЦДНГ.

Практические занятия №9 Ознакомление с документацией в цехе подземного (текущего  и капитального) ремонта скважин и на промысле.

 

Перечень практических занятий 

 

Номер

темы

 

Номер и наименование работы

Кол-во аудиторных часов при очной форме обучения

Кол-во аудиторных     часов при заочной форме обучения

 

 

1

1. Определение дебитов нефтяных и газовых скважин по промысловым данным. Определение гидродинамического несовершенства скважин.

 

 

2

 

 

 

2

 

2

2. Расчет освоения скважины закачкой жидкости, компрессированием, свабированием.

 

4

 

4

 

3

3. Расчет и подбор подземного и наземного оборудования фонтанной скважины.

 

6

 

6

 

4

4. Расчет и подбор оборудования для газлифтной эксплуатации скважин.

 

8

 

6

 

5

5. Расчет и подбор оборудования для штанговой скважинной насосной эксплуатации скважин. Расшифровка динамограмм.

 

8

 

6

 

6

6. Расчет и подбор оборудования для эксплуатации скважин погружным электронасосом.

 

8

 

6

 

7. Расчет и подбор оборудования для эксплуатации газовых скважин, установление режима работы.

 

6

 

4

 

8

8. Расчеты кислотной, термокислотной обработки, гидравлического разрыва пласта.

 

8

 

6

 

11

9. Ознакомление с документацией в цехе подземного (текущего и капитального) ремонта скважин и на промысле.

 

10

 

6

   

Задания для контрольных работ.

Общие указания

 

Задания для контрольных работ даны в последовательности тем программы и должны выполняться постепенно. Каждое задание включает 4 – 5   теоретических вопросов и 4 – 5 задач.

Контрольная работа выполняется в отдельной тетради; вопросы нужно переписывать полностью, ответы на них должны быть четкими и конкретными, должны исключать механическое переписывание материала учебника, содержать необходимые иллюстрации и ссылки на литературу.

При решении задач записывают условие задачи, исходные данные с полным наименованием, обозначением, размерностями величин, приводят расчетную схему.

В ходе решения задачи указывается определяемая величина (параметр), даются необходимые пояснения, ссылки на источники (литературу), приводится формула (в буквенном выражении), записываемая симметрично тексту с пояснениями входящих в формулу величин и указанием их размерностей; затем производится числовая подстановка, без промежуточных вычислений, указывается результат (О-2 стр.440 – 445). В конце работы приводят список использованной литературы.

Единицы измерения величин в расчетах принимают в системе СИ.

Контрольная работа сдается на проверку не позднее, чем за два месяца до начала экзаменационной сессии. Получив прорецензированную контрольную работу, студент должен исправить и объяснить ошибки. Если работа выполнена неудовлетворительно, то студент выполняет ее вторично (тот же вариант или новый по указанию преподавателя). Работы, выполненные неаккуратно или не по своему варианту возвращаются без проверки.

Контрольная работа №1  

 

Вариант 1

1.  Значение нефти и газа в топливно-энергетических ресурсах страны.

2.  Назначение, конструкции колонных головок.

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

4. Оборудование устья газлифтных скважин.

5. Методы борьбы с отложениями парафина при эксплуатации скважин ШСНУ.

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

  

Вариант 2

1. Нефть и газ – сырье для нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности.

2. Назначение, типы, основные характеристики НКТ.

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

4. Принцип работы газлифта.

5. Особенности исследования скважин, оборудованных ШСНУ.

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

  

Вариант 3

1. Краткая история развития отечественной нефтяной и газовой промышленности.

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

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

4. Системы и конструкции газлифтных подъемников.

5. Определение нагрузок на головку балансира станка-качалки.

6.  Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

  

Вариант 4

1. Происхождение нефти. Залежи и месторождения нефти и газа.

2. Назначение, выбор, устройство забойных фильтров.

3. Механизм движения газонефтяной смеси по вертикальным трубам.

4. Пуск газлифтной скважины в работу.

5. Уравновешивание СК.

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

  

Вариант 5

1. Производительность скважины. Формулы дебитов нефтяных и газовых скважин. Факторы, влияющие на производительность.

2. Понятие об освоении скважин. Схема, сущность освоения промывкой, применяемое оборудование.

3. Определение длины и диаметра фонтанного лифта. Выбор материала труб.

4. Технологическая схема компрессорного газлифта.

5. Борьба с вредным влиянием газа на работу ШСНУ.

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

 

Вариант 6

1. Условие притока нефти в скважину. Уравнение притока. Понятие о потенциальном и оптимальном дебитах.

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

3. Методы снижения пусковых давлений.

4. Производительность ШСНУ. Факторы, влияющие на производительность.

5. Эксплуатация наклонных и искривленных скважин, оборудованных ШСНУ.

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

  

Вариант 7

1. Учет несовершенства скважин. Определение дебита с учетом несовершенства скважины.

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

3. Структуры восходящего потока ГЖС в вертикальных трубах.

4. Пуск газлифтной скважины, оборудованной пусковыми клапанами.

5. Схема, состав, работа установки штангового скважинного насоса (УСШН).

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

  

Вариант 8

1. Требования, предъявляемые к вскрытию пласта, методы вскрытия.

2.  Назначение и оборудование скважин.

3. Зависимость объемного расхода жидкости q от объемного расхода газа V₀, семейство кривых лифтирования.

4. Технологическая схема бескомпрессорного газлифта.

5. Эксплуатация пескопроявляющих насосных скважин.

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

 

Вариант 9

1. Конструкция, оборудование, выбор забоев скважин.

2. Вскрытие продуктивных пластов.

3. Назначение, классификация, выбор фонтанных арматур.

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

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

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

  

Вариант 10

1. Вызов притока нефти свабированием (поршневанием).

2. Оборудование забоев скважин.

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

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

5. Меры безопасности, противопожарные мероприятия при эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ.

6.  Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

 

Вариант 11

1. Меры безопасности, противопожарные мероприятия при освоении скважин.

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

3. Принцип расчета установки пусковых клапанов.

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

5. Динамометрирование ШСНУ.

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

  

Вариант 12

1. Охрана недр и окружающей среды при освоении.

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

3. Особенности исследования газлифтных скважин. Установление режима работы скважины по результатам исследования.

4. Выбор оборудования и установление параметров работы ШСНУ.

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

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

  

Вариант 13

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

2. Техника и технология исследования фонтанных скважин.

3. Расчет газлифта: определение диаметра и длины лифта, расхода газа.

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

5. Методы борьбы с отложениями парафина в скважинах, оборудованных штанговыми насосами.

6.  Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

  

Вариант 14

1. Очистка призабойной зоны и освоение нагнетательных скважин.

2. Расчетные формулы А.П.Крылова.

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

4. Автоматизация контроля и управления скважинами, оборудованными ШСНУ.

5. Устройство, типы, область применения, характеристики вставных штанговых насосов.

6.  Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

 

 

Вариант 15

1.  Назначение и оборудование скважин.

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

3. Внутрискважинный газлифт.

4. Периодическая эксплуатация малодебитных скважин, оборудованных ШСНУ.

5.  Обслуживание скважин, оборудованных ШСНУ.

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

  

Вариант 16

1. Очистка призабойной зоны и освоение нагнетательных скважин.

2.  Автоматизация фонтанных скважин.

3.  Область применения и принцип работы газлифта.

4. Борьба с вредным влиянием газа на работу ШСНУ.

5. Устройство, работа, основные характеристики, размерный ряд, выбор станков-качалок.

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

  

Вариант 17

1. Оборудование забоев скважин.

2. Меры безопасности и противопожарные мероприятия при фонтанной эксплуатации скважин.

3. Разновидности газлифта, их технологические схемы.

4. Определение нагрузок на головку балансира станка-качалки.

5. Уравновешивание СК.

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

  

Вариант 18

1. Вскрытие продуктивных пластов.

2. Обслуживание и наблюдение за работой фонтанной скважины.

3. Подготовка и распределение газа при газлифтной эксплуатации.

4. Оборудование устья насосных скважин.

5. Динамометрирование ШСНУ.

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

  

Вариант 19

1. Мероприятия по охране окружающей среды на нефтяных промыслах.

2. Структуры восходящего потока ГЖС в вертикальных трубах.

3. Системы и конструкции газлифтных подъемников.

4. Производительность ШСНУ. Факторы, влияющие на производительность.

5. Особенности исследования скважин, оборудованных ШСНУ.

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

  

Вариант 20

1. Условие притока нефти в скважину.

2.  Назначение, классификация, выбор фонтанных арматур.

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

4.  Схема, состав, работа установки штангового скважинного насоса ШСНУ.

5. Устройство, типы, характеристики, область применения вставных штанговых насосов.

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

  

Вариант 21

1. Нефть и газ – сырье для нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности.

2. Техника и технология освоения скважин продавкой газом (компрессорный способ).

3. Автоматизация фонтанных скважин.

4. Сходство и отличие компрессорного, бескомпрессорного и внутрискважинного газлифтов.

5. Основные узлы насоса НСВ-1, принцип его действия.

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

 

Вариант 22

1. Значение нефти и газа в топливно-энергетических ресурсах страны.

2. Способы вызова притока жидкости.

3. Назначение воздушного манифольда, принцип его работы.

4. Исследование газлифтных скважин. Кривая зависимости дебита жидкости от количества рабочего агента Q=f (V).

5. Основные узлы насоса НСН-1, принцип его работы.

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

 

Вариант 23

1. Назначение колонной головки. Составные части колонной головки простейшей конструкции.

2. Освоение скважины методом аэрации с помощью воздушного манифольда.

3. Функции и составные части фонтанной арматуры.

4. Преимущества и недостатки газлифтного способа добычи нефти.

5.  Основные узлы станка-качалки. Принцип работы СК.

6.  Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

Вариант 24

1. Причины загрязнения призабойной зоны при вскрытии продуктивного пласта.

2. Условие притока нефти в скважину. Уравнение притока.

3. Внутрискважинное оборудование, применяемое для предупреждения открытого фонтанирования.

4. Пусковое давление. Методы снижения пускового давления при газлифтной эксплуатации скважин.

5. Канатная подвеска: назначение, элементы конструкции.

6.  Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

  

Вариант 25

1.  Мероприятия по охране окружающей среды на нефтяных промыслах.

2. Требования, предъявляемые к вскрытию нефтяных и газовых пластов.

3. Последовательность расчета фонтанного подъемника.

4. Оборудование устья газлифтных скважин.

5. Выбор электродвигателя станка-качалки.

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

  

Вариант 26

1. Учет несовершенства скважин. Определение дебита с учетом несовершенства скважины.

2. Охрана недр и окружающей среды при освоении.

3.  Охарактеризуйте процесс отложений парафина и методы борьбы с ними.

4. Спуск и подъем съемных клапанов при газлифтной эксплуатации, применяемый инструмент.

5. Назначение, виды насосных штанг.

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

  

Вариант 27

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

2. Типы скважин по назначению.

3. Условие артезианского фонтанирования. Графическая интерпретация артезианского фонтанирования.

4. Основные  расчеты  по  определению  конструкции  и  режимных параметров работы газлифтных подъемников.

5. Причины отличия длины хода плунжера и длины хода устьевого штока. Действительная длина хода плунжера.

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

  

Вариант 28

1. Происхождение нефти. Залежи и месторождения нефти и газа.

2. Особенности освоения нагнетательных скважин.

3. Подъем жидкости за счет гидростатического напора.

4. Компрессорное хозяйство на нефтяных промыслах.

5. Методика выбора ШСНУ и режима откачки с использованием кривых распределения давления в скважине.

6. Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

  

Вариант 29

1. Меры безопасности и противопожарные мероприятия при освоении.

2. Основные элементы конструкции скважины, их назначение.

3.  Механизм движения газонефтяной смеси по вертикальным трубам.

4. Методы борьбы с образованием песчаных пробок при газлифтной эксплуатации.

5. Исследование работы насосных скважин, оборудованных ШСНУ.

6.  Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

  

Вариант 30

1. Освоение добывающих и нагнетательных скважин с помощью скважинных насосов.

2. Эффективный газовый фактор. Условие газлифтного фонтанирования его графическая интерпретация.

3. Подъем жидкости за счет энергии расширения газа.

4. Внутрискважинный газлифт.

5. Эксплуатация насосных скважин при добыче высоковязких нефтей.

6.  Решите задачи 1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.5

 

Задача 1.1

Определите дебит нефтяной скважины в поверхностных условиях при установившемся притоке, оцените величину коэффициента продуктивности. Данные возьмите из таблицы 1.

  

Методические указания к решению задачи 1.1 

При установившемся притоке однородной жидкости в скважину, дебит скважины можно определить по уравнению Дюпюи:

       

               2πkh (PплPзаб)

Q=         —————————                                       

                   μ· ln (Rк/rc)

                       

В практических условиях дебит нефтяных скважин измеряют на поверхности в т/сут, проницаемость пород – в мкм², вязкость нефти – в мПа·с.

Если в формуле (1) производительность Q поставить в т/сут (Q = Qоб·ρ, где ρ в т/м³), проницаемость k в мкм²  (1 мкм² = 10ˉ¹²м²), пластовое и забойное давления в МПа (1МПа = 10Па), с учетом объемного коэффициента b и гидродинамического несовершенства скважины φc, после математических преобразований формула (1) примет вид:

 

           0,236kρh (Pпл Pзаб)φc

Q=   ———————————                                                       

                  b·µ·lg(Rк/ rc)

                                                                                                             где Rк – радиус контура питания (зоны дренирования), принимается

               равным половине расстояния между скважинами.

            

Rк = S/2 ,м                                        

где rc – радиус скважины по долоту,

rc =Dдол/2, м           

 

Так, как дебит скважины главным образом регулируется изменением депрессии на пласт, то можно использовать формулу притока:

 

Q = K (PплPзаб), т/сут,                                                               (5)

 

где n – показатель степени, зависящий от условий фильтрации и составляющий 1…0,5, принимаем n = 1;

K – коэффициент продуктивности, т/сут·МПа

Сравнивая уравнение (2) и (5) определяем величину коэффициента продуктивности по формуле:

 

            0,236·khρнφс

K =  ——————— , т/сут·МПа                                      

              b·µ·  lgRк

                          rс¯

 

Таблица 1 

Наименование исходных данных

Варианты

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

Пластовое давление Pпл, МПа

16

17

18

19

20

16

17

18

19

20

16

17

18

19

20

Забойное давление Pзаб, МПа

10

11

12

13

14

9

10

11

12

13

9,5

12

14

14

15

Толщина пласта h, м

8

9

10

8

9

10

8

9

10

8

9

10

8

9

10

Плотность нефти ρн, кг/м³

800

850

900

800

850

900

900

800

850

900

800

850

850

800

800

Вязкость нефти µн, мПа·с

1,5

2,0

2,5

3

1,5

2,0

2,5

3

1,5

2,0

2,5

3

1,5

2,0

2,5

Объемный коэффициент b

1,15

1,2

1,15

1,2

1,15

1,2

1,15

1,2

1,15

1,2

1,15

1,2

1,15

1,2

1,15

Проницаемость пласта k, мкм²

0,2

0,3

0,4

0,2

0,3

0,4

0,2

0,3

0,4

0,2

0,3

0,4

0,2

0,3

0,4

Расстояние между скважинами S, м

1200

1100

1000

900

800

700

600

1200

1100

1000

900

800

700

600

1000

Диаметр скважины по долоту Dдол, мм

300

300

300

300

300

300

300

300

300

300

300

300

300

300

300

Коэффициент гидродинамического несовершенства скважины φс

 

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

 

0,7

Продолжение таблицы 1 

Наименование исходных данных

Варианты

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

28

29

30

Пластовое давление Pпл, МПа

20

19

18

17

16

16

17

18

19

20

16

17

18

19

20

Забойное давление Pзаб, МПа

13

14

15

9

10

11

12

13

14

15

9

9,5

10

10,5

11

Толщина пласта h

8

9

10

8

9

10

8

9

10

8

9

10

8

9

10

Плотность нефти ρн, кг/м³

900

850

800

800

850

900

900

850

850

800

900

900

850

800

800

Вязкость нефти µн, мПа·с

3

1,5

2,0

2,5

3

1,5

2,0

2,5

3

1,5

2,0

2,5

3

1,5

2,0

Объемный коэффициент b

1,2

1,15

1,2

1,15

1,2

1,15

1,2

1,15

1,2

1,15

1,2

1,15

1,2

1,15

1,2

Проницаемость пласта k, мкм²

0,2

0,3

0,4

0,2

0,3

0,4

0,2

0,3

0,4

0,2

0,3

0,4

0,2

0,3

0,4

Расстояние между скважинами S, м

900

800

700

600

1200

1100

1000

900

800

700

600

1000

1200

1100

900

Диаметр скважины по долоту Dдол, мм

300

300

300

300

300

300

300

300

300

300

300

300

300

300

300

Коэффициент гидродинамического несовершенства скважины φс

 

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

 

0,7

 

Задача 1.2 

 

Рассчитайте основные параметры процесса освоения скважины, методом замены жидкости, выберите промывочную жидкость и необходимое оборудование. Дайте схему оборудования скважины и размещения оборудования при освоении скважины. Скважина заполнена буровым раствором плотностью 1150 кг/м³. Данные возьмите из таблицы 2. 

 

Методические указания к решению задачи 1.2 

 

К решению задачи приступают после изучения темы 2, (О-1 стр.92 – 95) или (О-2 стр.142 – 146).

Рекомендуется следующая последовательность решения задачи.

 

1. Определяют плотность промывочной жидкости из условия вызова притока:

             (PплPmin)·10

ρп = ————————— , кг/м³           

                     L·g

где L – глубина спуска промывочных труб, м; принимаем L=Hф.

2. Выбирают промывочную жидкость:

- если полученная плотность больше или равна плотности пресной воды ρп ρв, то выбираем пресную или соленую воду;

- если полученная плотность меньше плотности пресной воды ρп < ρв – выбираем нефть.

 

3. Определяем количество промывочной жидкости:

                    

                πD²в

Vп = φ· ——— ·L ,  м³                                         

                   4

 

где φ – коэффициент запаса промывочной жидкости, φ = 1,1;

      Dв – внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м.

4. Определяют количество автоцистерн для доставки промывочной жидкости:

nц = Vп/ Vц                                                                                          

 

где Vц – вместимость выбранного типа автоцистерн, м³. 

5. Определяют максимальное давление в процессе промывки, в момент оттеснения бурового раствора к башмаку промывочных труб:

 

Pмах = (ρб.рρп)·g·10־+Pтр + Pу, МПа                             

 

где Pтр – потери давления на преодоление сил трения, МПа.

Принимаем условно Pтр = 0,5…1 МПа;

Pу – противодавление на устье, МПа (при промывке в амбар Pу = 0).

6. По максимальному давлению выбираем тип промывочного (насосного) агрегата и передачу работ агрегата (по характеристике его насоса). Необходимо чтобы PмахPа . Для промывки обычно достаточно одного агрегата.

7. Составляют схему оборудования скважины и расположения наземного оборудования.

Таблица 2 

Наименование исходных данных

Варианты

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

Глубина скважины H

1500

1600

1700

1800

1900

2000

2100

2200

2300

2400

2500

2000

1900

1800

1700

Пластовое давление Pпл, МПа

 

18

 

17

 

16

 

19

 

20

 

18

 

19

 

20

 

20

 

21

 

20

 

19

 

20

 

16

 

17

Расстояние от устья до верхних отверстий фильтра Hф, м

 

1480

 

1570

 

1680

 

1770

 

1880

 

1970

 

2080

 

2180

 

2280

 

2380

 

2480

 

1980

 

1880

 

1780

 

1680

Минимально-допустимая депрессия на забое скважины Pmin, МПа

 

 

2

 

 

1,5

 

 

1

 

 

1,2

 

 

1,4

 

 

1,6

 

 

1,8

 

 

1

 

 

1

 

 

1,2

 

 

1,5

 

 

2

 

 

1,5

 

 

2

 

 

1,5

Наружный диаметр эксплуатационной колонны D, мм

 

168

 

146

 

168

 

146

 

168

 

146

 

168

 

146

 

168

 

146

 

168

 

146

 

168

 

146

 

168

Условный диаметр НКТ d, мм

 

73

 

60

 

73

 

60

 

73

 

60

 

73

 

60

 

73

 

60

 

73

 

60

 

73

 

60

 

73

 

Продолжение таблицы 2 

Наименование исходных данных

Варианты

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

28

29

30

Глубина скважины H, м

1600

1500

1500

1600

1700

1800

1900

1990

2100

2200

1740

1790

1840

1890

1940

Пластовое давление Pпл, МПа

 

16

 

17

 

18

 

19

 

20

 

18

 

19

 

20,5

 

20

 

20,5

 

18,4

 

18,5

 

19

 

19,5

 

20

Расстояние от устья до верхних отверстий фильтра Hф, м

 

1580

 

1470

 

1480

 

1570

 

1680

 

1770

 

1880

 

1970

 

2080

 

2170

 

1720

 

1770

 

1820

 

1870

 

1920

Минимально-допустимая депрессия на забое скважины Pmin, МПа

 

 

1

 

 

1,2

 

 

1,4

 

 

1,6

 

 

1,8

 

 

1

 

 

1,2

 

 

1,5

 

 

2

 

 

1,5

 

 

2

 

 

1,5

 

 

1

 

 

1,2

 

 

1,4

Наружный диаметр эксплуатационной колонны D, мм

 

146

 

168

 

146

 

168

 

146

 

168

 

146

 

168

 

146

 

168

 

146

 

168

 

146

 

168

 

146

Условный диаметр НКТ d, мм

 

60

 

73

 

60

 

73

 

60

 

73

 

60

 

73

 

60

 

73

 

60

 

73

 

60

 

73

 

60

 

Задача 1.3

 

Произвести расчет фонтанного подъемника.

Данные приведены в таблице 3.

 

Методические указания к решению задачи 1.3 

 

К решению задачи приступают после изучения темы 3 (О-1 стр.250 – 253) или (О-2 стр.157 – 159). Решение типовых задач дано в (О-3 стр.78 – 83).

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

 

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

 При Pзаб > Pнас газ начинает выделяться из нефти в стволе скважины, выше забоя. В этом случае трубы достаточно опустить на глубину:

                    (PзабPнас)·10

L = Hф   ————————— , м                                     

                             ρсм·g

 

где ρсм – плотность смеси, определяется по формуле (12).

ρсм = ρв·nв + ρн·(1 nв)                                 

 

 

При Pзаб≤Pнас движение газожидкостной смеси происходит по всему стволу скважины и трубы спускают до верхних отверстий фильтра:

L = Hф.

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

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

 

                      ——————             —————————

                             ρж·L                                     Q·g·L

d = 188       ——————  ·             —————————    , мм         

                   (P₁ - Pу)·10         ρж·g·L(P₁ - Pу)·10

-45-

где  P = Pнас, если Pзаб > Pнас;

       P = Pзаб, если PзабPнас;

       ρж = ρн, если nв = 0;

       ρж = ρсм, если nв > 0.

       Q – определяют по формуле притока (5).

3. По найденному расчетному значению, по внутреннему диаметру, выбирают меньший стандартный ближайший диаметр по таблице характеристик труб (О-3 стр.249). Записывают условный диаметр выбранных труб.

4. Выбирают тип труб: гладкие или с высаженными наружу концами. Предпочтение отдают гладким трубам (О-2 стр.140).

5. Выясняют возможность спуска труб в эксплуатационную колонну, руководствуясь следующими соотношениями диаметров эксплуатационных колонн и НКТ:

при 146 мм эксплуатационной колонне – не более 73 мм,

при 168 мм эксплуатационной колонне – не более 89 мм.

6. 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, Pстр или нагрузки, при которой напряжение в 52 трубах достигает предела текучести Pт, в зависимости от типа и диаметра труб (О-15 стр.91 – 96; О-16 стр.22 – 24).

Определяют предельную глубину спуска труб по формуле:

- для гладких труб:

                    D

                 P стр

L доп = —————   , м                                                                       

                K·qтр

 

- для труб с высаженными концами:

                    D

                 P т     

L доп =  ——— , м                                                                            

                 K·q

 

где K -  коэффициент запаса прочности, принимаемый равным  1,5;

       q – вес одного погонного метра труб, Kн

 

q = m·g·10⁻³,                                                                                

 

где m – масса 1 п. м. труб, кг;

g – ускорение свободного падения, м/с².

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

Если  Lдоп < L, то для оставшейся секции колонны труб, длинной

  = L - L доп, берут более прочную сталь, например K. Допускается длина секции из стали K:

 - для гладких труб:

               K                D

            PстрPстр

=    —————— , м                                                                  

              K·q

 

- для труб с высаженными концами:

 

                         K         D

             P т P т

=   ————— , м                                                                    

               K·q

 

Таблица 3 

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 Hф, м

 

1600

 

1650

 

1700

 

1750

 

1800

 

1850

 

1900

 

1950

 

2000

 

2050

 

2100

 

2150

 

2200

 

2250

 

2300

Пластовое давление Pпл, МПа

 

17

 

17,8

 

18,5

 

19

 

19,8

 

20

 

21

 

22

 

18

 

18,7

 

19,3

 

20,5

 

21

 

22

 

22

Забойное давление Pзаб, МПа

 

11

 

11,8

 

12,3

 

13

 

12,8

 

13

 

13

 

15

 

11

 

12

 

13,3

 

14

 

15

 

16

 

15,5

Давление насыщения Pнас, МПа

 

9

 

9

 

9

 

9

 

9

 

9

 

9

 

9

 

9

 

 

9

 

9

 

9

 

9

 

9

 

9

Устьевое давление Pу, 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

 

146

 

168

 

146

 

168

 

146

 

168

 

146

 

168

 

146

 

168

 

146

 

168

 

168

 

146

 

168

Плотность нефти ρн, кг/м³

800

820

810

840

850

800

810

820

830

840

850

800

810

820

840

Плотность воды ρв, кг³

1100

1100

1100

1100

1100

1100

1100

1100

1100

1100

1100

1100

1100

1100

1100

Обводненность nв, %

0

10

20

30

40

50

0

10

20

30

40

50

0

10

20

Коэффициент продуктивности K, 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

 

Продолжение таблицы 3 

Наименование исходных данных

Варианты

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

28

29

30

Расстояние от устья до верхних отверстий фильтра Hф, м

 

1720

 

1770

 

1820

 

1870

 

1920

 

1970

 

1600

 

1650

 

1700

 

1750

 

1800

 

1850

 

1900

 

1950

 

 

2000

Пластовое давление Pпл, МПа

 

14,2

 

14,7

 

15,2

 

15,7

 

16,2

 

16,7

 

17

 

17,9

 

18,6

 

19,1

 

19,5

 

20,1

 

21

 

22,2

 

18,3

Забойное давление Pзаб, МПа

 

8,6

 

8,8

 

9,1

 

9,3

 

9,6

 

9,9

 

11,1

 

11,7

 

12,2

 

13,3

 

12,7

 

13,1

 

13,2

 

14,8

 

11,5

Давление насыщения Pнас, МПа

 

8,5

 

8,5

 

8,5

 

8,5

 

8,5

 

8,5

 

9

 

9

 

9

 

9

 

9

 

9

 

9

 

9

 

9

Устьевое давление Pу, МПа

1,0

1,0

 

1,0

1,0

1,0

1,0

1,2

1,0

1,3

1,4

1,0

1,2

1,3

1,4

0,8

Диаметр эксплуатационной колонны D, мм

 

146

 

168

 

146

 

168

 

146

 

168

 

146

 

168

 

146

 

168

 

146

 

168

 

146

 

168

 

146

Плотность нефти ρн, кг/м³

800

810

820

830

840

850

800

810

820

830

840

850

800

810

820

Плотность воды ρв, кг³

1100

1100

1100

1100

1100

1100

1100

1100

1100

1100

1100

1100

1100

1100

1100

Обводненность nв, %

30

40

50

0

10

20

30

40

50

0

10

20

30

40

50

Коэффициент продуктивности K, т/сут·МПа

 

14,3

 

21,4

 

25,0

 

32,1

 

39,3

 

30,4

 

8,3

 

10,5

 

13,0

 

15,2

 

18,1

 

21,3

 

 

 

25,2

 

30,3

 

33,2

Задача 1.4

 

Для однорядного газлифтного подъемника кольцевой системы определите глубину ввода газа (длину подъемных труб), диаметр труб, расход газа, выясните необходимость применения пусковых клапанов. Данные приведены в таблице 4. 

 

Методические указания к решению задачи 1.4

 

Для решения этой задачи необходимо изучить тему 4 (О-1 стр.291 – 295) или (О-2 стр.199 – 231) и рассмотреть решение типовых задач (О-3 стр.84 – 92).

При расчете 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:

Q = (PплPзаб), т/сут

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

При  Pзаб > P:

 

                  (Pзаб–P)10 

L = H ————————  ,                                                 

                   ρсмg

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

P = Pр 0,4 МПа.

При Pзаб < P:

L=Hфh,                                                                                   

где  h – расстояние от верхних отверстий фильтра до башмака труб, м.

Принимается условно (h = 30…50м) из технологических соображений установка пакера; для того, чтобы закачиваемый газ не мешал нормальному притоку нефти и др.

3. Диаметр для газлифтного подъемника определяют, так же как и для фонтанного  (см. решение задачи 1.3).  Давление  P в  формуле  (13)  в данном случае равно давлению у башмака труб (см. выше).

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

 

                    0,388·L·(1 – ε)

Rопт =———————— ,                                             

                d⁰⋅⁵·ε·lg P₁/Pу

 

где  ε – относительное погружение труб под уровень жидкости.

        (P - Pу)·10

ε = ——————                                                                   

        ρсмgL                       

 

5. Удельный расход нагнетаемого газа с учетом растворимости газа:

 

Rо.нагн = Rо.оптGэф, м³                                                      

 

где  Gэф – эффективный газовый фактор, м³/т.

 

Gэф = [G – αр(P₁₊Pу/2 Pо )]·(1 – nв),                                    

                              

где   Pо – атмосферное давление, МПа.

Pо = 0,1 МПа.

 

6. Суточный расход газа:

Vо.зак = Rо.нагн·Q,  м³/сут                                                     

 

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

При Hст = 0: 

 

Pпуск = ρсм·g·10⁻⁶, МПа                                                                  

 

При H ст > 0 – вначале определяют превышение уровня жидкости в НКТ над статическим уровнем при продавливании по формуле:  

 

                 (PрPу)·10       D²–d²

Hст = ——————— · ———— , м                                         

                        ρсм·g                  D²

если H>Hст, то пусковое давление определяют по формуле (26);

если H<Hст:

Pпуск = (L–Hст)·ρсм·g·10⁻⁶·D²/ d², МПа          

Если Pпуск > Pр – необходимо применять газлифтные клапаны.

Таблица 4 

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 Hф

 

1600

 

1650

 

1680

 

1710

 

1760

 

1800

 

1830

 

1880

 

1910

 

1950

 

1980

 

1750

 

1810

 

1850

 

1900

Диаметр эксплуатационной колонны D, мм

 

146

 

168

 

146

 

168

 

146

 

168

 

146

 

168

 

146

 

168

 

146

 

168

 

146

 

168

 

146

Пластовое давление Pпл, МПа

14

14,4

14,8

15,3

15,8

16,2

17

17,5

14,5

15

15,5

16

16,5

17,2

17,8

Забойное давление Pзаб, 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

Устьевое давление Pу, МПа

1

1,2

1

1,2

1

1,2

1

1,2

1

1,2

1

1,2

1

1,2

1

Рабочее давление Pр, 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

Газовый фактор G, м³

60

60

60

60

60

60

60

60

60

60

60

60

60

60

60

Коэффициент растворимости газа в нефти αр, 1/МПа

 

7

 

7

 

7

 

7

 

7

 

7

 

7

 

7

 

7

 

7

 

7

 

7

 

7

 

7

 

7

Коэффициент продуктивности K, т/сутМПа

 

12

 

14

 

16

 

18

 

20

 

22

 

24

 

26

 

28

 

30

 

32

 

34

 

36

 

38

 

40

Плотность смеси ρсм, кг/м³

850

860

870

880

890

900

900

850

860

870

880

890

900

850

860

Статический уровень жидкости Hст

300

400

300

400

300

400

300

400

300

400

300

400

300

400

300

Обводненность продукции скважины

nв, %

 

0

 

10

 

15

 

20

 

30

 

40

 

50

 

0

 

10

 

20

 

30

 

40

 

50

 

0

 

20

Продолжение таблицы 4

Наименование исходных данных

Варианты

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

28

29

30

Расстояние от устья до верхних отверстий фильтра Hф, м

 

1720

 

1770

 

1820

 

1870

 

1920

 

1970

 

1640

 

1660

 

1690

 

1720

 

1780

 

1810

 

1840

 

1870

 

1900

Диаметр эксплуатационной колонны D, мм

 

168

 

146

 

168

 

146

 

168

 

146

 

168

 

146

 

168

 

146

 

168

 

146

 

168

 

146

 

168

Пластовое давление Pпл, МПа

14,2

14,7

15,2

15,7

 

16,2

16,4

14,2

14,5

14,9

15,5

15,7

16

16,8

17

17,2

Забойное давление Pзаб, МПа

8,6

8,8

9,1

9,3

9,6

9,9

8

8,3

 

8,4

8,5

8,6

8,8

9

9,1

9,4

Устьевое давление Pу, МПа

1,2

1

1,2

1

1,2

1

1,2

1

1,2

1

1,2

1

1,2

1

1,2

Рабочее давление Pр, МПа

8,5

8,5

8,5

8,5

8,5

8,5

8

8,3

8,4

8,5

8,6

8,8

9

9,1

8,6

Газовый фактор G, м³

60

60

60

60

60

60

60

60

60

60

60

60

60

60

60

Коэффициент растворимости газа в нефти αр, 1/МПа

 

7

 

7

 

7

 

7

 

7

 

7

 

7

 

7

 

7

 

7

 

7

 

7

 

7

 

7

 

7

Коэффициент продуктивности K, т/сутМПа

 

14,3

 

21,4

 

25

 

32,1

 

32,3

 

39,3

 

14

 

16

 

18

 

20

 

22

 

24

 

26

 

28

 

30

Плотность смеси нефти и газа ρсм, кг/м³

850

860

870

880

890

900

850

860

870

880

890

900

900

850

860

Статический уровень жидкости Hст

400

300

400

300

400

300

400

300

400

300

400

300

400

300

400

Обводненность продукции скважины nв,%

 

0

 

10

 

20

 

30

 

40

 

50

 

0

 

10

 

15

 

20

 

30

 

40

 

50

 

0

 

10

Задача 1.5 

 

Выберите оборудование и установите параметры работы штанговой скважинной насосной установки (ШСНУ). Данные приведены в таблице 5. 

 

Методические указания к решению задачи 1.5 

 

К решению задачи рекомендуется приступать после тщательного изучения темы 5 (О-1 стр.310 – 358) или (О-2 стр.232 – 308) или (О-14 стр.53 – 88) и рассмотрения примеров типовых задач (О-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 = (PплPзаб), т/сут

2. Глубина спуска насоса:

 

                     (PзабPпр.опт)·10   

Lн = Hф ————————— , м                                           

                               ρсм·g

 

где  Pпр.опт – оптимальное давление на приеме насоса, МПа.

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

Плотность смеси ниже приема насоса:

- при малом газосодержании и обводненности более 80%, определяются по формуле (12);

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

                                     

              ρн+ρг·G+ρв·(nв/1 – nв)  

ρсм = ———————————— , кг/м³                                      

                     в + nв/(1 nв) 

 

где  в – объемный коэффициент нефти, принимаемый условно в = 1,12.

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

 

                    Q

Qоб = ————— , м³/сут                                               

               ρсм·αп

 

4. По диаграмме А.Н.Адонина (О-12 стр.24) для базовых станков-качалок выбирают по найденному дебиту (Qоб) и глубине спуска насоса (Lн) диаметр насоса (плунжера) (dн) и тип станка-качалки (СК), записывают техническую характеристику выбранного станка-качалки.

5. Выбирают тип насоса (О-14 стр.67 – 88) и диаметр насосно-компрессорных труб (О-7 стр.152).

6. В зависимости от диаметра и глубины спуска насоса выбирают конструкцию колонны штанг (О-3 стр.256 – 259) или (О-7 стр.169 – 174).

7. Устанавливают параметры работы ШСНУ (режим откачки). Правильно назначенный режим откачки должен характеризоваться максимальной длиной хода S (см. техническую характеристику выбранного СК), минимальным диаметром насоса. Число качаний вычисляется по формуле:

 

                     Q

n = —————————, кач/мин                                                         

         1440·Fпл·S·αп·ρсм  

 

где  Fпл – площадь поперечного сечения плунжера, определяют по справочным таблицам или по формуле:

 

                π·dн²

Fпл= —————, м²                                                               

                  4

8. Определяют необходимую мощность по формуле Д.В.Ефремова:

 

                                                        1ηн·ηск

N=0,000401·π·dн²·S·n·ρсм·Lн·(—————+αпK , кВт                       

                                                          ηн·ηск

 

где ηн и ηск – соответственно КПД насоса и КПД станка-качалки,

       ηн = 0,9, ηск = 0,82;

       αп – коэффициент подачи насоса (см. пункт 3);

       K – коэффициент степени уравновешенности СК, для

              уравновешенной системы K = 1,2.

Выбирают тип электродвигателя (О-3 стр.254).

Таблица 5 

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 Hф, м

 

1500

 

1550

 

1600

 

1650

 

1700

 

1750

 

1800

 

1850

 

1900

 

1950

 

2000

 

2050

 

2100

 

2150

 

2200

Диаметр эксплуатационной колонны D, мм

 

146

 

168

 

146

 

168

 

146

 

168

 

146

 

168

 

168

 

168

 

168

 

168

 

168

 

168

 

168

Пластовое давление Pпл, МПа

 

14

 

14,4

 

14,8

 

15

 

15

 

15,4

 

15,8

 

16,2

 

14,4

 

14,6

 

15,2

 

15,6

 

16

 

16,5

 

17

Забойное давление Pзаб, МПа

 

8,2

 

8

 

8,2

 

8

 

8,8

 

9

 

9

 

9,5

 

7,9

 

8,5

 

8

 

9,6

 

9,8

 

10

 

10,2

Газовый фактор G, м³

50

60

50

60

50

60

50

60

50

60

50

60

50

60

50

Плотность воды ρв, кг³

1100

1100

1100

1100

1100

1100

1100

1100

1100

1100

1100

1100

1100

1100

1100

Плотность нефти ρн, кг/м³

850

840

820

810

800

860

870

880

800

810

820

830

840

850

860

Плотность газа ρг, кг/мг³

1,2

1,2

1,2

1,2

1,2

1,2

1,2

1,2

1,2

1,2

1,2

1,2

1,2

1,2

1,2

Коэффициент продуктивности K, т/сутМПа

 

3,5

 

4

 

4,5

 

5

 

2,2

 

2,4

 

2,8

 

3,2

 

2,5

 

3,8

 

2

 

4

 

3,7

 

2,9

 

4,5

Обводненность продукции скважины nв, %

 

40

 

30

 

50

 

60

 

70

 

80

 

30

 

40

 

50

 

60

 

70

 

80

 

30

 

40

 

50

 

Продолжение таблицы 5 

Наименование исходных данных

Варианты

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

28

29

30

Расстояние от устья до верхних отверстий фильтра Hф, м

 

1720

 

1770

 

1820

 

1870

 

1920

 

1970

 

1560

 

1610

 

1650

 

2020

 

2120

 

1710

 

1760

 

1810

 

1860

Диаметр эксплуатационной колонны D, мм

 

146

 

168

 

146

 

168

 

168

 

168

 

146

 

146

 

146

 

168

 

168

 

168

 

146

 

168

 

146

Пластовое давление Pпл, МПа

 

14,2

 

14,4

 

14,6

 

14,6

 

14,6

 

14,6

 

14,3

 

14,7

 

15

 

15,4

 

16

 

15,2

 

15,6

 

16

 

16,2

Забойное давление Pзаб, МПа

 

8,6

 

8,8

 

9

 

9

 

9

 

9

 

8,4

 

8,3

 

8,2

 

8

 

9,6

 

8,8

 

9

 

9

 

9,4

Газовый фактор G, м³

56

56

56

56

56

56

50

55

60

50

60

50

60

50

60

Плотность воды ρв, кг³

1120

1120

1120

1120

1120

1120

1100

1100

1100

1100

1100

1100

1100

1100

1100

Плотность нефти ρн, кг/м³

800

800

800

800

800

800

860

830

820

830

840

820

840

860

870

Плотность газа ρг, кг/мг³

1,2

1,2

1,2

1,2

1,2

1,2

1,2

1,2

1,2

1,2

1,2

1,2

1,2

1,2

1,2

Коэффициент продуктивности K, т/сутМПа

 

2,2

 

2,86

 

3,57

 

4,28

 

5

 

3,8

 

4,2

 

4,4

 

5

 

2,4

 

3,6

 

2,4

 

2,6

 

2,8

 

3

Обводненность продукции скважины nв, %

 

60

 

70

 

80

 

30

 

40

 

50

 

60

 

70

 

80

 

30

 

40

 

50

 

60

 

70

 

80

 

Контрольная работа №2

 

Вариант 1

1. Схема работы установки электроцентробежного насоса (УЭЦН).

2.  Установление технологического режима работы газовой скважины.

3. Техника и технология гидравлического разрыва пласта (ГРП).

4. Назначение обработки призабойной зоны пласта ПАВ. Механизм действия ПАВ в пористой среде.

5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4

  

Вариант 2

1. Назначение, принципиальное устройство узлов установки ЭЦН.

2. Состав и назначение резьбовых смазок.

3. Материалы, применяемые при гидроразрыве пласта.

4. Сущность комплексного воздействия на ПЗ пласта. Методы комплексного воздействия.

5.  Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4

  

Вариант 3

1. Рабочие характеристики, устройство, выбор ЭЦН.

2. Меры безопасности и противопожарные мероприятия при эксплуатации газовых скважин.

3. Техника и технология гидропескоструйной перфорации.

4. Особенности разработки и эксплуатации морских месторождений.

5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4

 

Вариант 4

1. Монтаж и эксплуатация УЭЦН.

2. Организация и безопасное ведение работ при ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов.

3. Техника и технология виброобработки забоев скважин.

4. Какие реагенты, и с какой целью добавляют в соляную кислоту при приготовлении рабочего раствора.

5.  Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4

Вариант 5

1. Принцип подбора УЭЦН к скважине.

2. Техника и технология простой солянокислотной обработки.

3. Технология многократного ГРП с применением закупоривающих веществ, с применением пластмассовых шариков.

4. Сущность ОРЭ нескольких пластов одной скважиной.

5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4

  

Вариант 6

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

2.  Техника и технология пенокислотной обработки.

3. Технология приготовления рабочего раствора соляной кислоты.

4. Схемы оборудования используемого для эксплуатации двух пластов механизированным способом.

5.  Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4

 

Вариант 7

1. Эксплуатация скважин погружными винтовыми электронасосами.

2. Охрана труда и противопожарные мероприятия при кислотных обработках скважин.

3. Технология проведения внутрипластовой термохимической обработки.

4. Особенности организации нефтегазосбора на морских нефтепромыслах.

5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4

  

Вариант 8

1. Эксплуатация скважин диафрагменными электронасосами.

2. Охрана недр и окружающей среды при кислотных обработках скважин.

3. Механизм образования трещин при гидроразрыве пласта.

4. Поясните основные особенности разработки морских месторождений нефти и газа.

5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4

  

Вариант 9

1. Эксплуатация скважин гидропоршневыми насосными установками.

2. Сущность,  область  применения,  разновидности  кислотных обработок.

3. Основные гидротехнические сооружения, используемые при разработке морских нефтяных и газовых месторождений.

4. Требования, предъявляемые к скважинам, переводимым на ОРЭ.

5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4

  

Вариант 10

1. Техника и технология для одновременно-раздельной эксплуатации одной скважиной нескольких пластов.

2. Причины низкой продуктивности скважин.

3. Технология термогазохимического воздействия на ПЗ пласта.

4. Охрана труда и окружающей среды при разработке морских нефтяных и газовых месторождений.

5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4

 

 

Вариант 11

1. Особенности конструкции и оборудования газовых скважин.

2. Назначение, классификация, выбор методов воздействия на ПЗ пласта.

3. Разновидности солянокислотной обработки.

4. Основные схемы ОРЭ.

5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4

  

Вариант 12

1. Схема установки центробежного электронасоса.

2. Принцип расчета лифта для газовых скважин.

3. Реагенты, материалы, применяемые при солянокислотных обработках, их назначение, характеристики.

4. Организация нефтегазосбора на морских нефтепромыслах.

5.  Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4

  

Вариант 13

1. Причины, условия образования гидратов, методы борьбы с ними.

2. Целесообразность применения раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной.

3. Техника и технология тепловой обработки скважин теплоносителями.

4. Преимущества пенокислотной обработки перед простой кислотной.

5.   Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4

Вариант 14

1. Автоматизация и управление работой газовых скважин.

2. Принципиальные схемы и оборудование для ОРЭ.

3. Техника и технология электронагрева скважин.

4. Технология многократного поинтервального ГРП при наличии в скважине нескольких эксплуатируемых объектов.

5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4

  

Вариант 15

1. Подбор установок центробежных электронасосов к скважинам.

2. Методы эксплуатации обводняющихся газовых скважин.

3. Техника и технология термокислотной обработки скважин.

4. Сооружения и основания для эксплуатации морских месторождений.

5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4

  

Вариант 16

1. Особенности разработки и эксплуатации морских месторождений.

2. Меры безопасности и противопожарные мероприятия при эксплуатации газовых скважин.

3. Способы теплового воздействия на ПЗ пласта.

4. Определение общей продолжительности ГРП и числа агрегатов, необходимых для его проведения.

5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4

  

Вариант 17

1. Особенности конструкции и оборудования газовых скважин.

2. Организация и безопасное ведение работ при ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов.

3. Целесообразность применения раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной.

4. Условия применения теплового воздействия на ПЗ пласта.

5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4

  

Вариант 18

1. Меры безопасности при эксплуатации скважин бесштанговыми электронасосами.

2. Особенности эксплуатации обводняющихся газовых скважин.

3. Принципиальные схемы и оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации.

4.  Механизм действия ПАВ в пористой среде.

5.  Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4

  

Вариант 19

1. Исследование скважин, оборудованных установками центробежных электронасосов.

2. Установление технологического режима работы газовой скважины.

3. Технология проведения кислотных ванн.

4. Схемы оборудования, используемого для раздельной эксплуатации двух пластов фонтанным способом.

5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4

 

Вариант 20

1. Основные узлы установки центробежного электронасоса.

2. Осложнения при эксплуатации газовых скважин и мероприятия по их устранению.

3. Особенности эксплуатации скважин, оборудованных установками ОРЭ.

4. Технология проведения кислотных обработок под давлением.

5.  Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4

  

Вариант 21

1. Подбор установок центробежных электронасосов к скважинам.

2. Особенности конструкции и оборудования газовых скважин.

3. Примеры оборудования для ОРЭ двух пластов.

4. Преимущества пенокислотной обработки перед кислотной.

5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4

  

Вариант 22

1. Обслуживание скважин, оборудованных установками центробежных электронасосов.

2. Установление технологического режима работы газовой скважины.

3. Требования, предъявляемые к скважинам, переводимым на ОРЭ.

4. Технология многократного ГРП с применением закупоривающих веществ, с применением пластмассовых шариков.

5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4

Вариант 23

1. Бесштанговые насосы других типов.

2. Определение диаметра фонтанных труб для газовых скважин.

3. Техника и технология глинокислотной обработки ПЗ пласта.

4. Схемы оборудования используемого для эксплуатации двух пластов механизированным способом.

5.  Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4

  

Вариант 24

1. Принципиальные схемы гидропоршневых насосов одинарного, двойного и дифференциального действия.

2. Технология приготовления рабочего раствора соляной кислоты.

3. Сущность внутрипластовой термохимической обработки.

4. Целесообразность применения раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной.

5.  Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4

  

Вариант 25

1. Схемы закрытой и открытой гидропоршневых насосных установок.

2. Охрана недр и окружающей среды при кислотных обработках скважин.

3. Схема проведения ГРП.

4. Принципиальные схемы и оборудование для ОРЭ.

5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4

  

Вариант 26

1. Схема скважинного диафрагменного насоса, принцип его действия.

2. Установление технологического режима работы газовой скважины.

3. Сущность термогазохимического воздействия на ПЗ пласта.

4. Охрана труда и окружающей среды при разработке нефтяных и газовых месторождений.

5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4

Вариант 27

1. Основные узлы установки центробежного электронасоса.

2. Осложнения при эксплуатации газовых скважин, мероприятия по их устранению.

3. Разновидности солянокислотной обработки.

4.  Гидротехнические сооружения и особенности эксплуатации скважин.

5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4

  

Вариант 28

1. Исследование скважин, оборудованных установками центробежных электронасосов.

2. Организация и безопасное ведение работ при ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов.

3. Технология многократного поинтервального ГРП при наличии в скважине нескольких эксплуатационных объектов.

4. Особенности разработки морских месторождений нефти и газа.

5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4

  

Вариант 29

1. Схема работы установки электроцентробежного насоса (УЭЦН).

2. Состав и назначение резьбовых смазок.

3. Материалы, применяемые при гидроразрыве пласта.

4. Основные требования по защите окружающей среды при разработке нефтяных месторождений в условиях моря и тундровых территорий.

5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4

  

Вариант 30

1. Рабочие характеристики, устройство, выбор ЭЦН.

2. Меры безопасности и противопожарные мероприятия при эксплуатации газовых скважин.

3. Техника и технология виброобработки забоев скважин.

4. Какие реагенты, и с какой целью добавляют в соляную кислоту при приготовлении рабочего раствора.

5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4

  

Задача 2.1

 

Подберите расчетным путем оборудование для эксплуатации скважины установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН) и определите удельный расход электроэнергии при ее работе. Данные приведены в таблице 7.

  

Методические указания к решению задачи 2.1 

 

Для решения задачи необходимо изучить тему 6 (О-1 стр.358 – 370) или (О-2 стр.309 – 328) и рассмотреть решение типовых задач (О-3 стр.137 – 146). Ниже предлагается упрощенная методика расчета.

1. Определяют дебит скважины по уравнению притока при n = 1 (см. формулу 5).

2. Выбирают оптимальное давление на приеме насоса в зависимости от обводненности и газового фактора по промысловым данным или по кривым газосодержания (О-3 стр.146).

При отсутствии конкретных рекомендаций принять приближенно:

Pопт = 2,5…3,0 МПа при nв 50%

Pопт = 3,0…4,0 МПа при nв < 50%.

3. Глубину спуска насоса определяют из условия обеспечения необходимого оптимального давления на приеме насоса:

 

                    (PзабPопт)10

Lн = H– —————————, м                                              

                          ρсмg

где  ρсм – плотность смеси, определяется по формуле (12) или (30) в зависимости от обводненности.

4. Выбирают диаметр труб по графику (О-3 стр.137 – 138), в зависимости от их пропускной способности и КПД труб.

5. Вычисляют потребный напор, необходимый для подъема жидкости на поверхность из уравнения условной характеристики скважины:

 

                         Pу

Hс = Lн + ———— + hтрhг, м                                          

                      ρсмg

 

где  hтр – потери напора на трение при движении жидкости в НКТ, определяемые по формулам трубной гидравлики. Приближенно можно принять hтр = 20…40 м.

                                  

hг = 0,1575dвн∙G∙(1 - Pу/ Pнас)∙(1nв), м                             

      

где  dвн – внутренний диаметр НКТ, м

6. Определяют группу насоса (диаметр) в зависимости от диаметра эксплуатационной колонны, руководствуясь следующими соотношениями:

D (Dвн), мм                    группа насоса                    диаметр насоса, мм

140 (121,7)                                  5                                              92

146 (130)                                                                                103

168 (144,3)                                  6                                              123  

7. Определяют необходимое исполнение насоса в зависимости от содержания механических и корродирующих примесей в продукции скважины (О-14 стр.113 – 115).

8. Подбирают типоразмер погружного центробежного насоса, исходя из условия:

Hн Hс,  Qн = Q, КПД – максимальный,

где  Hн – напор насоса, м;

Qн – подача насоса, м³/сут.

Для этого по таблицам характеристик насосов (О-14 стр.115 – 117) задаются двумя – тремя насосами, удовлетворяющими вышеперечисленным условиям и по их рабочим характеристикам выбирают окончательно насос с максимальным КПД (О-11 стр.360 – 363).

9. Выписывают типоразмеры остального оборудования согласно комплектности поставки: двигатель, гидрозащиту, станцию управления, трансформатор, кабель (см. таблицу 6), пользуясь справочной литературой.

 

Таблица 6

Типоразмер насоса

Двигатель

Кабель

Гидрозащита

Трансформатор

Станция управления

плоский

круглый

 

10. Проверяют соответствие мощности двигателя условиям откачки, для чего определяют необходимую мощность и сравнивают с мощностью выбранного двигателя  Nдв ≥ N,:

 

          Q∙Nсρсмg10³

N=—————————, кВт                                                              

               86400ηн

где  ηн – КПД насоса, определяется по рабочей характеристике насоса при заданном дебите Q.

11. Определяют необходимую длину кабеля:

 

Lк = Lн + , м                                                                                       

 

где   -  расстояние от устья до станции управления.

12. Проверяют возможность спуска агрегата в скважину. Для сохранности кабеля и устранения опасности прихвата агрегата в эксплуатационной колонне диаметральный зазор между агрегатом и эксплуатационной колонной принимают равным 5…10 мм.

12.1 Основной диаметр агрегата с учетом плоского кабеля:  

 

                 Dдв           Dн

Dmax = ——— + ——— + hк + S,                                                   

                   2              2

 

где  Dдв – диаметр электродвигателя, мм;

Dн – наружный диаметр насоса, мм;

hк – толщина плоского кабеля, мм;

S – толщина металлического пояса, принимаем S=1 мм.

12.2 Основной размер агрегата с учетом насосных труб круглого кабеля:

 

                Dдв           dм

Amax = ——— + ——— + dк,                                                         

                  2               2

 

где  dм – диаметр муфты НКТ, мм;

       dк диаметр круглого кабеля, мм. 

 

Таблица 7

Наименование исходных данных

Варианты

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

Глубина скважины H, м

1940

1910

1860

1820

1770

1740

1720

1700

1990

1950

1900

1850

1780

1750

2000

Пластовое давление Pпл, МПа

 

16,8

 

16,5

 

15,7

 

14,5

 

15,5

 

15

 

12,2

 

12

 

14,9

 

14,5

 

14

 

13,5

 

12,8

 

12,5

 

15

Забойное давление Pзаб, МПа

 

11,8

 

11,6

 

11,2

 

11

 

10,2

 

10

 

8,2

 

9

 

10,6

 

9,2

 

9,6

 

9,2

 

8,6

 

9,4

 

11,8

Устьевое давление Pу, МПа

1,6

1,4

1

0,8

0,6

0,5

0,6

0,5

2

1,8

1,5

1,2

0,8

0,7

1,2

Давление насыщения Pнас, МПа

 

9

 

9

 

9

 

9

 

9

 

9

 

9

 

9

 

9

 

9

 

9

 

9

 

9

 

9

 

9

Коэффициент продуктивности K, т/сутМПа

 

17

 

37

 

16

 

29

 

23

 

32

 

38

 

33

 

23

 

35

 

37

 

30

 

28

 

25

 

38

Обводненность продукции скважины nв, %

 

47

 

63

 

55

 

50

 

55

 

60

 

50

 

45

 

58

 

50

 

60

 

50

 

55

 

50

 

48

Плотность воды ρв, кг³

1080

1050

1080

1050

1080

1050

1080

1050

1080

1050

1080

1050

1080

1050

1080

Плотность нефти ρн, кг/м³

850

800

850

800

850

800

850

800

850

800

850

800

850

800

850

Плотность газа ρг, кг/м³

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

Диаметр э/к D, мм

168

168

146

168

168

146

168

146

168

168

146

146

168

146

168

Газовый фактор G, м³

54

48

58

60

50

48

50

65

62

63

45

48

53

45

60

Продолжение таблицы 7

Наименование исходных данных

Варианты

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

28

29

30

Глубина скважины H, м

1717

1820

1870

1920

1970

1730

1710

1760

1800

1810

1830

1880

1890

1920

1960

Пластовое давление Pпл, МПа

 

12,2

 

14

 

14,5

 

16,4

 

16,9

 

12,1

 

12

 

15

 

15,2

 

15,4

 

15,5

 

15,6

 

15,7

 

15,8

 

16

Забойное давление Pзаб, МПа

 

9

 

11,2

 

11

 

9,6

 

10

 

8,4

 

9

 

9,2

 

11

 

11,2

 

9,6

 

9,2

 

9,4

 

11,4

 

10,6

Устьевое давление Pу, МПа

 

0,5

 

1,4

 

1,5

 

1,6

 

2

 

0,6

 

0,5

 

0,6

 

1

 

1,2

 

1,3

 

1,6

 

1,7

 

1,4

 

1,6

Давление насыщения Pнас, МПа

 

9

 

9

 

 

9

 

9

 

9

 

9

 

9

 

9

 

9

 

9

 

9

 

9

 

9

 

9

 

9

Коэффициент продуктивности K, т/сут·МПа

 

23

 

 

32

 

38

 

17

 

16

 

33

 

37

 

35

 

30

 

28

 

25

 

16

 

29

 

23

 

38

Обводненность продукции скважины nв, %

 

47

 

 

63

 

55

 

50

 

55

 

60

 

50

 

45

 

58

 

50

 

60

 

50

 

55

 

50

 

48

Плотность воды ρв, кг³

1050

1080

 

1050

1080

1050

1080

1050

1080

1050

1080

1050

1080

1050

1080

1050

Плотность нефти ρн, кг/м³

800

850

800

850

800

850

800

850

800

850

800

850

800

850

800

Плотность газа ρг, кг/м³

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

Диаметр э/к D, мм

146

146

146

168

168

146

146

146

168

146

168

168

168

168

168

Газовый фактор G, м³

63

54

48

58

60

50

48

50

65

62

63

45

48

53

60

Задача 2.2

 

Выберите концентрацию и количество реагентов, необходимое оборудование для проведения солянокислотной обработки призабойной зоны скважины, составьте план обработки. Данные приведены в таблице 9.

  

Методические указания к решению задачи 2.2

 

 Для решения задачи необходимо изучить тему 8 и рассмотреть решение типовых задач (О-3 стр.156 – 159) или (О-10 стр.88 – 92).

1. Для заданных условий принимают концентрацию кислоты и объем раствора (см. О-1 стр.409). 

2. Определяют общий необходимый объем раствора соляной кислоты:

 

V = Vh , м³                                                                                 

 

где  V" – расход раствора HCI на 1 м толщины пласта, м³

 

3. Количество концентрированной товарной соляной кислоты можно найти по формуле:

           A·x·V·(B–Z)

Vк = ——————, м³                                                 

            B·Z·(A–x)

 

где A и B – числовые коэффициенты, определяются по таблице (8);

x – выбранная концентрация солянокислотного раствора, %;

Z – 27,5%-ная концентрация товарной кислоты.

Значения коэффициентов A и B:

 

Таблица 8

Z, x

B, A

Z, x

B, A

5,15 – 12,19

13,19 – 18,11

19,06 – 24,78

25,75 – 29,57

214,0

218,0

221,5

226,0

29,95 – 31,52

32,10 – 33,40

34,42 – 37,22

-

227,5

229,5

232,0

-

 

4. При  обработке  скважин  к  раствору  соляной  кислоты  добавляют различные реагенты (О-1 стр.410) или (О-6 стр.), выбирают их концентрацию.

4.1 Ингибиторы в количестве 0,01% объема кислотного раствора, например катапин А.

4.2 Стабилизаторы, например, уксусную кислоту в количестве:

 

               1000·b·V

Vу.к = —————, дм³                                                        

                    c

 

где  b – процент добавки уксусной кислоты к объему раствора, принимаем 1,5%:

           c – концентрация уксусной кислоты, принимаем 80%.

 

4.3 Интенсификаторы, например, марвелан в количестве 1…1,5% объема солянокислотного раствора.

4.4 Хлористый барий для удержания в растворенном состоянии продуктов реакции примесей раствора соляной кислоты с железом, цементом:

 

                          x        1

Vхб = 21,3·V·(——)· ——, дм³                                               

                           Z       ρхб

 

где  a – содержание SO в товарной соляной кислоте, a = 0,6%;

       ρхб – плотность хлористого бария, ρ = 4 кг/дм³.

 

5. Определяют количество воды необходимое для приготовления объема солянокислотного раствора:

 

Vв = V VкVр, м³                                                                      

 

где  Vр – суммарный объем всех добавляемых реагентов к солянокислотному раствору, м³

6. Определяют количество раствора, закачиваемого при открытой задвижке затрубного пространства (при отсутствии пакера) в объеме выкидной линии, насосно-компрессорных труб и ствола скважины от башмака НКТ до подошвы пласта:

 

V′=0,785∙d²об+0,785d²вн(Hh)+0,785D²дh                

 

7. Количество жидкости, которое закачивают при закрытой задвижке затрубного пространства:

V″=V–V′, м³                                                            

8. Объем продавочной жидкости:  Vпр=V

9. Выбирают необходимое оборудование (кислотный агрегат, автоцистерны), его количество, характеристики (О-14 стр.257 – 280) или (О-5 стр.123 – 131).

10. Выбирают режим работы агрегата. Для этого, задавшись производительностью агрегата (q) на II, III, IV передачах (О-10 стр.92) определяют давление нагнетания:

 

Pвн = Pзаб Pж + Pтр, МПа                                 

 

где  Pзаб – максимальное забойное давление при продавке раствора, МПа

 

Pзаб = Pпл + q10³86400/ K,                                              

                                        

Pж – гидростатическое давление столба продавочной жидкости, МПа

 

Pж = ρgHф

 

Принимаем  Pтр=0,5…1,5 МПа.

Давление, создаваемое насосом, должно быть достаточным для продавки раствора в пласт, т.е. Pнас Pвн.

 

11. Определяют продолжительность нагнетания и продавки в пласт раствора:

                         

τ=(V+Vпр)10³/q3600 , ч                                         

                         

Таблица 9 

Наименование исходных данных

Варианты

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

Глубина скважины H, м

1500

1540

1580

1620

1660

1700

1740

1780

1820

1860

1900

1940

1980

2000

2040

Эффективная мощность пласта h, м

 

10

 

12

 

14

 

16

 

18

 

20

 

10

 

12

 

14

 

16

 

18

 

20

 

10

 

12

 

14

Тип и состав породы продуктивного пласта

 

Плотные трещиноватые известняки

 

Трещиновато-кавернозные известняки

 

Доломитизированные песчаники

Проницаемость пород k, мм²

0,1

0,15

0,2

0,25

0,3

0,35

0,4

0,45

0,5

0,1

0,2

0,3

0,4

0,45

0,5

Пластовое давление Pпл, МПа

 

14

 

14,5

 

15

 

15,5

 

16

 

16,5

 

17

 

14

 

14,5

 

15

 

15,5

 

16

 

16,5

 

17

 

17,5

Внутренний диаметр скважины Dд, м

 

0,215

 

0,215

 

0,215

 

0,215

 

0,215

 

0,215

 

0,215

 

0,215

 

0,215

 

0,215

 

0,215

 

0,215

 

0,215

 

0,215

 

0,215

Диаметр НКТ d, мм

60

73

60

73

60

73

60

73

60

73

60

73

60

73

60

Температура пласта Tпл, ˚C

30

40

30

40

30

40

30

40

30

40

30

40

30

40

30

Диаметр водовода dоб, мм

 

60

 

60

 

60

 

60

 

60

 

60

 

60

 

60

 

60

 

60

 

60

 

60

 

60

 

60

 

60

Длина водовода об, м

 

30

 

30

 

30

 

30

 

30

 

30

 

30

 

30

 

30

 

30

 

30

 

30

 

30

 

30

 

30

Продолжение таблицы 9 

Наименование исходных данных

Варианты

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

28

29

30

Глубина скважины H, м

1550

1600

1650

1700

1750

1800

1850

1900

1950

2000

2020

2030

2040

2050

2060

Эффективная мощность пласта h, м

 

16

 

18

 

20

 

10

 

12

 

14

 

16

 

18

 

20

 

10

 

12

 

14

 

16

 

18

 

20

Тип и состав породы продуктивного пласта

 

Плотные трещиноватые известняки

 

Трещиновато-кавернозные известняки

 

Доломитизированные песчаники

Проницаемость пород k, мм²

0,1

0,15

0,2

0,25

3

0,35

0,4

 

0,45

0,5

0,1

0,2

0,3

0,4

0,45

0,5

Пластовое давление Pпл, МПа

 

14,5

 

15

 

15,5

 

16

 

16,5

 

17

 

14

 

14,5

 

15

 

15,5

 

16

 

16,5

 

17

 

17,5

 

14

Внутренний диаметр скважины Dд, м

 

0,215

 

0,215

 

0,215

 

0,215

 

0,215

 

0,215

 

0,215

 

0,215

 

0,215

 

0,215

 

0,215

 

 

 

0,215

 

0,215

 

0,215

 

0,215

Диаметр НКТ d, мм

73

60

73

60

73

60

73

60

73

60

73

60

73

60

73

Температура пласта Tпл, ˚C

40

30

40

30

40

30

40

30

40

30

40

30

40

30

40

Диаметр водовода dоб, мм

 

60

 

60

 

60

 

60

 

60

 

60

 

60

 

60

 

60

 

60

 

60

 

60

 

60

 

60

 

60

Длина водовода об, м

 

30

 

30

 

30

 

30

 

30

 

30

 

30

 

30

 

30

 

30

 

30

 

30

 

30

 

30

 

30

Задача 2.3

  

Определить максимально возможный дебит газовой скважины (пропускную способность) при отборе газа через фонтанные трубы и через обсадную колонну. Данные приведены в таблице 10.

  

Методические указания к решению задачи 2.3 

 

Для решения задачи необходимо изучить тему 7 (О-1 стр.379 – 398) и рассмотреть решение типовых задач (О-3 стр.92 – 94).

1. Максимальный дебит может быть при критической скорости газа в трубах на устье при давлении 0,1 МПа. Критическая скорость газа определяется по формуле:

 

ωкр = 3,33·√RT , м/с                                      

где  R – универсальная газовая постоянная, равная 51,5

2. Максимальный суточный дебит газа при отборе его через фонтанные трубы:

Qф = ωкр·f·86400, м³/сут                               

 

3. Максимальный суточный дебит газа при отборе его через эксплуатационную колонну:

 

Qэкс = ωкр·F·86400, м³/сут                               

Таблица 10

Наименование исходных данных

Варианты

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Внутренний диаметр фонтанных труб d, мм

 

62

 

62

 

59

 

76

 

76

 

88,6

 

62

 

76

 

76

 

88,6

Площадь сечения f, мм²

0,00302

0,00302

0,00302

0,004522

0,004522

0,006162

0,00302

0,004522

0,004522

0,006162

Диаметр обсадной колонны D, мм

 

127

 

125

 

125

 

150

 

200

 

200

 

150

 

125

 

200

 

200

Площадь сечения F, мм²

0,0128

0,0120

0,0120

0,0177

0,0314

0,0314

0,0177

0,0120

0,0314

0,0314

Температура газа T, K

300

295

305

310

300

290

285

305

270

315

Внутренний диаметр фонтанных труб d, мм

 

62

 

62

 

59

 

59

 

59

 

76

 

76

 

88,6

 

88,6

 

88,6

Площадь сечения f, мм²

0,00302

0,00302

0,00302

0,00302

0,00302

0,004522

0,004522

0,006162

0,006162

0,006162

Диаметр обсадной колонны D, мм

150

200

127

150

200

127

125

127

125

150

Площадь сечения F, мм²

0,0177

0,0314

0,0128

0,0177

0,0314

0,0128

0,0120

0,0128

0,0120

0,0177

Температура газа T, K

310

320

302

300

305

290

295

320

315

300

Продолжение таблицы 10 

Наименование исходных данных

Варианты

21

22

23

24

25

26

27

28

29

30

Внутренний диаметр фонтанных труб d, мм

 

62

 

 

 

62

 

59

 

59

 

59

 

76

 

76

 

88,6

 

88,6

 

88,6

Площадь сечения f, мм²

0,00302

0,00302

0,00302

0,00302

0,00302

0,004522

0,004522

0,006162

0,006162

0,006162

Диаметр обсадной колонны D, мм

 

200

 

150

 

125

 

150

 

200

 

150

 

200

 

200

 

150

 

127

Площадь сечения F, мм²

0,0314

0,0177

0,0120

0,0177

0,0314

0,0177

0,0314

0,0314

0,0177

0,0128

Температура газа T, K

304

308

316

309

300

290

285

295

307

315

 

Задача 2.4 

 

Определить потери напора в перфорационных отверстиях в процессе ГРП. Данные приведены в таблице 11. 

 

Методические указания к решению задачи 2.4

 

К решению задачи приступают после изучения темы 8 (О-1 стр.406 – 432). Решение типовых задач дано в (О-3 стр.170 – 172).

1. Потери напора в перфорационных отверстиях удобно определять на примере гидравлического разрыва пласта (ГРП). В процессе ГРП обычно имеют место большие расходы рабочих жидкостей (до 0,018 м³/с). Поэтому в перфорационных отверстиях эксплуатационной колонны возникают значительные потери напора, которые можно найти по следующей формуле:

 

          π·d²             _____

q = ———·n·φ· 2·g·∆h,

           4

откуда

 

                    16·q²

h = ———————, м. вод. ст.                                    

           π²·d·n²·φ²·2·g

 

где  h – потери напора, м. вод. ст.;

q – расход жидкости-песконосителя, м³/с;

d – диаметр отверстий при пулевой перфорации, м;

n – общее число перфорационных отверстий;

φ – коэффициент расхода, зависящий от характера истечения         жидкости;

g – ускорение свободного падения, м/с². 

2. Перепад давления составит:

 

∆p=∆h·ρ·g, Па                                                                           

 

где  ρ – плотность воды, ρ = 1000 кг/м³.

Таблица 11 

Наименование исходных

данных

Варианты

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

Расход жидкости-песконосителя q, м³/с

 

0,01

 

0,02

 

0,03

 

0,04

 

0,05

 

0,06

 

0,07

 

0,08

 

0,09

 

0,1

 

0,01

 

0,01

 

0,02

 

0,03

 

0,03

Диаметр отверстий d, м

0,011

0,014

0,017

0,011

0,012

0,016

0,014

0,013

0,015

0,012

0,012

0,013

0,013

0,016

0,018

Коэффициент расхода φ

0,82

0,82

0,82

0,82

0,82

0,82

0,82

0,82

0,82

 

0,82

0,82

0,82

0,82

0,82

0,82

Число отверстий n

1-5

5-10

10-15

15-20

20-25

25-30

20-25

15-20

10-15

15-20

1-5

5-10

10-15

15-20

20-25

Расход жидкости-песконосителя q, м³/с

 

0,04

 

0,04

 

0,05

 

0,05

 

0,06

 

0,06

 

0,06

 

0,07

 

0,07

 

0,08

 

0,09

 

0,09

 

0,1

 

0,1

 

0,1

Диаметр отверстий d, м

0,012

0,013

0,011

0,013

0,015

0,014

0,017

0,013

0,015

0,014

0,014

0,016

0,013

0,014

0,015

Коэффициент расхода φ

0,83

0,83

0,82

0,82

0,82

0,83

0,84

0,84

0,84

0,83

0,83

0,83

0,83

0,83

0,83

Число отверстий n

25-30

20-25

15-20

10-15

15-20

1-5

5-10

10-15

15-20

20-25

25-30

20-25

15-20

10-15

15-20

 

Примерная тематика

 курсового проектирования 

 

Выбор оборудования и установление технологического режима его работы для отдельных способов добычи нефти или перевода скважин на другие способы эксплуатации.

Разработка отдельных или комплексных мероприятий по увеличению дебита скважин или нефтеотдачи пласта.

Разработка вопросов эксплуатации газовых скважин и подготовки газа к транспорту.

Техника и технология нагнетания воды в пласт для поддержания пластового давления.

Совершенствование системы ППД.

Сбор и подготовка нефти к дальнейшему транспорту.

Проекты подземных ремонтов.

Проекты проведения капитального ремонта.

Ремонтно-изоляционные работы.

Разработка технических и технологических мероприятий, обеспечивающих повышение межремонтного периода работы скважин раздельно по каждому способу добычи.

Борьба с осложнениями при различных способах добычи нефти (отдельно по всем способам добычи).

Геолого-промысловый контроль за разработкой месторождений.

Исследования фонтанных и механизированных скважин.

Перечень рекомендуемой литературы 

 

Основная 

 

1. Акульшин А.И. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.,  1989. (О-1).

2. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М., 1978. (О-2).

3. Истомин А.З., Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти. М., 1979. (О-3).

4. Блажевич В.А., Уметбаев В.Г. Справочник мастера по капитальному ремонту скважин. М., 1985. (О-4).

5.  Бухаленко Е.И., Абдуллаев Ю.Г. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования. М., 1985. (О-5).

6.  Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. М., 1985. (О-6).

7. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. М, 1989. (О-7).

8. Сулейманов А.В. и др. Практические расчеты при текущем  и капитальном ремонте скважин. М., 1984. (О-8).

9. Сулейманов А.В. и др. Техника и технология капитального ремонта скважин. М., 1987. (О-9).

10. Мищенко И.Т. и др. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи. М., 1984. (О-10).

11. Справочная книга по добыче нефти. Под общ. редакцией Гиматутдинова Ш.К. М., 1974. (О-11).

12. Мухаметзянов А.К. и др. Добыча нефти штанговыми насосами. М., 1993. (О-12).

13. Бухаленко Е.И. Справочник по нефтепромысловому оборудованию. М., 1990. (О-13).

14. Сароян А.Е., Субботин М.А. Эксплуатация колонн насосно-компрессорных труб. М., 1985. (О-14).

15. Муравьев В.М. Справочник мастера по добыче нефти. М., 1976. (О-15).

16. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. М., 2001. (О-16).

 

Дополнительная

 

17. Абдуллин Ф.С. Повышение производительности скважин. М., 1975.

Добыча нефти и газа. М., 1983. (Д-17).

18. Адонин А.Н. Выбор способа добычи нефти. М, 1971. (Д-18).

19. Амиян В.А., Васильев В.П. Добыча газа. М., 1974. (Д-19).

20. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного пласта. М, 1971. (Д-20).

21. Бухаленко Е.И., Абдуллаев Ю.Г. Техника и технология промывки скважин. М., 1982. (Д-21).

22. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. М., 1981. (Д-22).