1)Баланс энергии в скважине. Процессом добычи называется процесс включающий в себя движение жидкости в пласте к забою скважины, подъём жидкости по стволу скважины до устья сбор и транспортировка

1)Баланс энергии в скважине. Процессом добычи называется процесс включающий в себя движение жидкости в пласте к забою скважины, подъём жидкости по стволу скважины до устья сбор и транспортировка жидкости. Способ эксплуатации скважин наз. подъем жидкости по стволу до устья скважины. В пласте жидкость движется за счет естественной пластовой энергии за счет которой жидкость движется по пласту и осущ-ет свой подъём до устья скважины. Данный способ добычи наз. фонтанный а сам процесс-фонтанирование. Если же пластовой естественной энергии не достаточно, то вводят искусственную энергию. При подъёме жидкости на устье энергия расходуется на преодоление давлений гидростатического столба жидкости, преодоления сил трения, местные сопротивления (отклонение на угол, расширение, сужение участков, энергия на преодоление сил энерции). При движении жидкости по пласту из жидкости выделяется газ, который придает энергию жидкости для её подъема и этот подъемник наз. газожидкостным.	2) Механизм движения газожидкостной смеси. При восходящем движении гжс в подъёмных трубах давление и темпер-ра уменьш-ся, смесь движ-ся в сторону меньшего давления, темпер-ра недр земли с глубиной увел-ся. Температура нефти добываемой из глубинного пласта по мере подъема в стволе уменьшается. При движении газожидкостной смеси в трубах в зависимости от относительной скорости газа различают следующие структуры потока: 1) пузырьковая 2) пробковая 3) стержневая. Скорость движения потока зависит от давления и газосодержания.	4 Устьевое оборудование фонтанной скважины. К оборудованию фонтанных скважин относят: 1.Фонтанную армутуру; 2.Регулирующее устройство (дроссели, штутсер); З.Запорные устройства (проходные пробковые краны, задвижки). К наземному оборудованию относят: Фонтанную арматуру. Она состоит из фонтанной ёлки и трубной головки. Фонтанная ёлка предназначена для направления жидкости в выкидную линию. Трубная головка - для подвески колонны НКТ, герметизацию затрубного пространства. ФА бывает одноярусная и двуярусная. Манометр- для контроля за Р. Для спуска глубинного манометра в СКВ – лубрикатор. Монифольд для обвязки СКВ с выкидной линии, ведущей от СКВ до АГЗУ. Штуцер для дросселирования потока жидкости за счет изменения проходного сечения.	5. Разновидности газлифта Компрессорный газлифт. Принцип действия: с ДНС (дожимная насосная станция) газ поступает на УПГ (управление подготовки газом), где происходит его осушка, далее осушенный газ по газопроводу высокого давления поступает в ГРБ (газораспределительную батарею), она распределяет газ по газлифтным скважинам для осущ-я газлифтного способа добычи. Газожидкостная смесь добытая с газлифтных скважин поступает в нефтяной коллектор откуда она поступает в ДНС, где происходит отделение нефти от газа и воды. Нефть отправляется по нефтепроводу на УПН (установка подготовки нефти) а вода в ППД. Газ с ДНС отправляется на УПГ. Безкомпрессорный газлифт. производят только тогда, когда вблизи нефтяной газлифтной скважины расположена газовая либо газопровод высокого давления, откуда будет отбираться газ и нагнетаться в нефтяную газлифтную скважину. Внутрискважинный газлифт. производят с условиями геолого-техническими т.е наличием газового пласта над нефтяным. Эти 2пласта пробуриваются и начинают осущ-ние газлифта. Газ из газового пласта поступает в затрубное пространство скважины, там он накапливается, насыщает собой нефть, и тем самым придает движение нефти. Пакер предназначен для герметизации затрубного пространства и для создания противодавления на пласт.
6.Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию. Пуск скважины – вывод в работу новых или отремонтированных скважин и заключается в вытеснении жидкости газом до башмака подъёмных труб методом продавки или вводом газа в подъёмные трубы. Пусковым давлением наз.давление при котором осущ-ют пуск газлифтной скважины. При пуске вытесняемая жидкость восновном перемещается в подъёмные трубы и затрубное пространство и частично поглощается пластом. По скольку на пласт создаются репрессии. Достигнув башмака подъёмных труб газ поступает в них, расширяется и всплывает. Плотность ГЖС уменьшается, уровень понижается до устья, после чего происходит выброс жидкости, уровень жидкости в затрубном пространстве снижается ниже статического уровня, начинает приток жидкости из пласта при достаточном уровне газа скважина выходит на рабочий режим.	7. Методы снижения пускового давления. В связи с тем что пусковые давления очень высоки, то возникает необходимость применения методов снижения пусковых давлений. 1. Применение пусковых отверстий. Их выполненяют по всей длине колонны НКТ на расстоянии нескольких см. друг от друга. Газ проходя через эти отверстия снижает пусковое давление. 2.Нагнетание газа в центральные трубы. Это приводит к снижению Рпуск т.к. оно при центральной системе ники, чем при кольцевой. 3.Применение пусвовых клапанов. Они устанавливаются на месте пусковых отверстий, но они эфек-нее чем отверстия. В связи с тем, что газ пройдя один из клапанов закрывается, а следующий открывается. Классификация пусковых клапанов – 1.По назначению (пусковые – при спуске скважины, рабочие – при эксплуатации). 2.По способу крепления НКТ наружные (стационарные); внутренние (съемные); 3.По принципу действия (управляемые давлением газа; закрывающиеся в зависимости от перепада давления). 4.по конструктивному исполнению (сильфонные, пружинные, комбинированные)	8. Компрессорный газлифт. Принцип действия: с ДНС (дожимная насосная станция) газ поступает на УПГ (управление подготовки газом), где происходит его осушка, далее осушенный газ по газопроводу высокого давления поступает в ГРБ (газораспределительную батарею), она распределяет газ по газлифтным скважинам для осущ-я газлифтного способа добычи. Газожидкостная смесь добытая с газлифтных скважин поступает в нефтяной коллектор откуда она поступает в ДНС, где происходит отделение нефти от газа и воды. Нефть отправляется по нефтепроводу на УПН (установка подготовки нефти) а вода в ППД. Газ с ДНС отправляется на УПГ.	9. Безкомпрессорный газлифт. производят только тогда, когда вблизи нефтяной газлифтной скважины расположена газовая либо газопровод высокого давления, откуда будет отбираться газ и нагнетаться в нефтяную газлифтную скважину. 10. Внутрискважинный газлифт. производят с условиями геолого-техническими т.е наличием газового пласта над нефтяным. Эти 2пласта пробуриваются и начинают осущ-ние газлифта. Газ из газового пласта поступает в затрубное пространство скважины, там он накапливается, насыщает собой нефть, и тем самым придает движение нефти. Пакер предназначен для герметизации затрубного пространства и для создания противодавления на пласт. 12. Неполадки при эксплуатации газлифтных скважин. Борьба с образованием песчаных пробок. Методы: 1.Предупреждение и регулирование поступления песка из пласта в скважину; 2.Регулирование поступления песка сводится к ограничению дебита скважины до значения, при котором поступление песка резко уменьшается или вообще прекращается. 3.Вынос песка за пределы.
14 Принцип работы ШГН. При ходе плунжера вверх нагнет клапан под действием жид-ти закр-ся и вся жидкость наход-ся над плунжером поднимается вверх на высоту равную длине хода плунжера. В это время скважинная жид-ть через всас клапан заполняет цилиндр насоса. При ходе плунжера вниз всас клапан закрыв-ся, жид-ть под плунжером сжимается и открывается нагнет-ый клапан. В цилиндр погружают штанги связанные с плунжером.	15. Конструкция станка-качалки и её принципы работы. Головка балансира, балансир, опора балансира, балансирный груз, шатун, кривошип, пригрузы, редуктор, клиноременная передача, ведущее колесо, ведомое колесо, электродвигатель, ручной тормоз, салазки, сваи, ограждение, лесница, стойка, канатная подвеска, нижняя траверса, верхняя траверса, полированный шток, устьевой сальник. На электродвигатель подается электроэнергия, в следствии чего совершает вращательное движение, которое передается по клиноременной передаче редуктору. Вращательное движение редуктора поступает на кривошипно-шатунный мех-м(КШМ). КШМ предназначен для превращения вращательного движения редуктора, в возвратно-поступательное балансира. Возвр-поступ. движение балансира, передается через канатную подвеску и полированный шток и приводит в движение штанги, а штанги насос.	16. Динамометрирование. Предназначено для контроля за работой насоса ШГН и изменения нагрузок на штанги. Производят с помощью «Динамографа» и «Микона». Динамограф монтируется на полированном штоке между траверсами. Диаграммы высвечиваются на дисплее «Микона». Принцип действия: действующая нагрузка на шток передается на мембрану нах-ся в мездозе, мембрана наполнена жидкостью, где создается высокое давление. Это давление далее передается по капилляру на геликсную пружину которая стремиться выпрямиться, т.е. начинает раскручиваться и приводить в действие перо, которое чертит на диаграммной бумаге, диаграмму. Существует 36 режимов работы, которые может определять динамограф.	17. Факторы, влияющие на ШСНУ. На коэф-т подачи α_п и, как следствие, на подачу установки Q влияет: деформация штанг, усадка жидкости, степень наполнения насоса жидкостью т и утечки жидкости. Длинные колонны штанг возвратно-поступательно движения в процессе работы установки ведут себя так как упругие стержни. За счет упругих деформаций штанг и труб уменьшается длина хода плунжера по сравнению с длиной хода устьевого штока, что непосредственно влияет на подачу. Цилиндр насоса заполняется жидкостью при темп. И давлении на приеме насоса (в скв.). На поверхности жидкость дегазируется и охлаждается, её оьъем уменьшается, т.е. происходит усадка жидкости. Коэф-т, учитывающий усадку жид.: α_ус=1/b. Насос заполняется жидкостью и свободным газом. Влияние газа на наполнение и подачу насоса учитывают коэффициентом наполнения цилиндра насоса: α_н=(1-К_вр R')/(1+R'). В процессе работы ШСНУ возможны утечки жидкости через зазор между цилиндром и плунжером насоса (плунжерная пара), в клапанах насоса вследствие их износа, коррозии и частично немгновенного закрытия и открытия клапана, а так же через неплотности муфтовых соед. НКТ.
18. Скважинные штанговые насосы. ШГН применяют для малодебитных скв., глубиной до 25000 м, обводненность до 80%. Типы ШГН. Вставные: 1) НВ1 - насос вставной с замками в верху; 2) НВ2 – насос вставной с замками внизу. Насосы не вставные: 1) ННА насос не вставной с автосцепом, 2) НН1– насос не вставной с захватным штоком, 3) НН2-насос не вставной с ловителем. НВ1 сост. из: 1) корпуса насоса; 2) плунжера; 3) нагнетательного клапана (нах-ся в плунжере); 4) всасывающий клапан; 5) насосные штанги; 6) замковые опоры. Вставные насосы отличаются от не вставных тем, что вставной насос спускается в НКТ, а не вставной на НКТ. Цилиндры насосов НКТ: С- втулочный; Б- толстостенный; Т- тонкостенный; Ц- подвижный.	19. Борьба с вредным влиянием газа на работу штангового насоса. Нефтяной газ в скв. выполняет работу по подъему жидкости на поверхность. Однако значительное кол-во свободного газа на приеме насоса приводит к уменьшению коэф-та наполнения насоса α_н вплоть до нарушения подачи. Повышение коэффициента наполнения можно добиться уменьшением доли вредного пространства. При отсутствии влияния вредного пространства работа насоса устойчива с любым даже самым низким коэффициентом наполнения. Это достигается либо применением насоса с нагнетательным клапаном в нижней части плунжера, либо увеличением длины хода плунжера, либо одновременным увеличением длины хода плунжера при одновременном уменьшении диаметра насоса. Основной метод борьбы – уменьшение газосод-ия в жид., поступающей в насос. При увеличении погружения насоса под динамический уровень увеличивается давл. на приеме, как следствие, уменьшается объем свободного газа за счет больше газа растворяется нефть. Перед входом в прием насоса осуществляют сепарацию газа от жидкости т отвод его в затрубное пространство, а оттуда перепуск в выкидную линию, где давление меньше давл. газа (в НКТ, на поверхности). В результате сепарации часть естественной энергии газа теряется и не используется для подъема жидкости.	20. Эксплуатация пескопроявляющих насосных скв. Отрицательное влияние песка в продукции сводиться к абразивному износу плунжерной пары, клапанных узлов и образованию песчаной пробки на забое. Песок также при малейшей негерметичности НКТ быстро размывает каналы протекания жидкости в резьбовых соединениях, усиленно изнашивает штанговые муфты и внутреннюю поверхность НКТ, особенно в искривленных скважинах. Даже при кратковременных остановках возможно заклинивание плунжера в насосе, а при большом осадке – заклинивание штанг в трубах. Увеличение утечек жид. обусл-ых абразивным износом и размывом, приводит к уменьшению подачи ШСНУ и скорости восходящего потока ниже приема, что способствует ускорению образования забойной пробки. Снижение дебита вследствие износа оборудования и образования песчаной пробки вынуждает проведение преждевременного ремонта для замены насоса и промывки пробки.	Методы борьбы с песком при насосной экспл.: 1) предупреждение и регулирование поступления песка из пласта в скв. Первое осущ-ют посредством либо установки спец. фильтров на забое, либо крепления призабойной зоны, а второе – уменьшением отбора жидкости. 2) Обеспечение выноса песка на поверхность значительной части песка, поступающего в скв. Для этого можно уменьшить диаметр подъемных труб, применить насосные установки с трубчатыми штангами, установить под насосом хвостовые трубы, спускаемые в зону перфорации, либо осуществить подкачку (подлив)чистой жидкости (нефти, воды) в затрубное пространство. 3) Песочные якори (сепараторы) и фильтры, устанавливаемые у приема насоса, осуществляют сепарацию песка от жидкости. 4) использование спец. насосов для песочных скв. Насосов в абразивостойком исполнении и новых конструкций с защитой трущихся пары плунжер – цилиндр. Для предотвращения образования осадка песка на штанговой колонне устанавливают скребки-завихрители.
21. Эксплуатация насосных скважин при добыче высоковязких нефтей. Основной способ подъема таких нефтей на поверхность – штанговый сквжиннонасосный. Это объясняется малодебитностью скважин и экономической неэффективностью других способов. В процессе экспл-ии возникают осложнения, вызванные силами гидродинамического трения при движении штанг в жидкости, а также движения жидкости в трубах и через нагнетательный и всасывающий клапаны. Вредное влияние гидродинамических сил трения сводиться к увеличению минимальной нагрузки и КПД ШСНУ. При откачке нефтей с вязкостью более 500 мПа*с может происходить «зависание» штанг в жидкости при ходе вниз. С целью уменьшения влияния применяют: двухплунжерные насосы, увеличивают диаметр НКТ, насоса и проходные сечения в клапанах насоса, устанавливают тихоходный режим откачки. Снижения вязкости откачиваемой жидкости можно достичь подливом растворителя (маловязкой нефти) в затрубное пространство (10-15% расхода добываемой нефти) или воды откачиваемой жидкости у приема насоса или закачкой горячего теплоносителя в затрубное пространство.	22. Борьба с отложениями парафина. Для борьбы с отложениями применяют такие же методы, как и при фонтанной и газлифтной эксплуатации. Еслм интенсивность отложения невелика, то при каждом подземном ремонте поднимают трубы на поверхность и удаляют из них парафин пропариванием с помощью паропередвижной установки. Пропарку труб осуществляют и в работающее скважине. Для этого с помощью ППУ в затрубное пространство подают пар, который через насос поступает в НКТ. Трубы нагреваются, парафин расплавляется и смывается потоком. Смесь нефти, воды и парафина по выкидной линии поступает на сборный пункт. Вместо пара подают нагретую нефть. Широко применяется метод депарафинизации с помощью пластинчатых скребков.	25. Автоматизация скважин, оборудованных ШСНУ. Фонтанные арматуры в зависимости от типа комплектуются задвижками с ручным, дистанционным и автоматическим упр-ем. Задвижки с дистанционным управлением пневмоприводные от станции упр-ем. Станция управления включает воздушные балконы, пневмогидравлический насос, бак для жидкости и элементы пневмогидроавтоматики. Воздух для привода насоса берется от баллонов или воздушного компрессора. Станцией можно управлять дистанционно, для чего на сигнальной линии монтируется соленоидный пилотный клапан, срабатывающий от электросигнала с диспетчерского пункта. 26. Обслуживание скважин, оборудованных ШСНУ. СК устанавливают на фундамент либо монолитный, либо сборный. По окончании монтажа всего оборудования проводят обкатку СК на холостом ходу в течении трех часов в работу под нагрузкой. В первые дни экспл. Требуется систематически контролировать сост. сборки, крепления подшипников, затяжки кривошипных и верхних пальцев на шатуне, уравновешивание, натяжение ремней и т.п. Обнаруженные дефекты следует немедленно устранить. В процессе эксплуатации необходимо регулярно проверять и смазывать узлы СК в соответствии с инструкцией их экспл.	27. Техника безопасности при эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ. Опасности устраняются при надежном ограждении всех движущихся частей и проведении смазки, наладки, ремонта оборудования при полной остановки СК. Для устранения опасности падения с высоты при обслуживании и ремонте устраиваются площадки с ограждениями. Работы, связанные со снятием и надеванием канатной подвески, откидыванием или опусканием головки балансира, перестановкой пальцев кривошипов у уравновешиванием СК, присоединением или отсоединением траверсы и т.п., должны проводиться при использовании различных устройств, приспособлений и быть механизированы. Запрещается провертывать шкивы редуктора вручную и тормозить его путем подкладывания трубы или слома спицы. Перед пуском СК необходимо убедиться в том, что его редуктор на заторможен, ограждения установлены и в опасной зоне нет людей. Персонал, обслуживающий насосную установку, должен иметь отчетливое представление об опасностях электрического тока, о правилах электробезопасности и уметь оказать первую помощь при поражении эл-им током.
28. Регулирование работы фонтанной скв. Для регулирования работы фонтанной скв. на её отводах послезапорных устройств устанавливают штуцер. Штуцер представляет собой диафрагму с отверстием различного диаметра от 3 до 15 мм. Штуцер для дросселирования потока жидкости за счет проходного сечения. При движении газожидкостной смеси, в подъемных трубах в зависимости от относительной скорости газа различают следующие структуры потока: 1) пузырьковая (пенная) V_1=0,3-0,4 м/с; 2) пробковая V_2=0,4-1,2 м/с; 3) стежневая V_3=свыше 1,2 м/с. Скорость движения потока зависит от давления и газосодержания.	29. Исследование фонтанных скважин. Исслед-ие фонтанных скв-н проводят методом установившихся режимов эксплуатации фонтанных скважин. Изменение режима работы скв-ны производят сменой штуцеров одного диаметра на другой. При исслед-ии скв-н измеряют дебит в АГЗУ, забойное давление измеряют скважинным манометром глубинным, затрубное и устьевое давление измеряют по показателям технических манометров установленных на фонтанной арматуре. При исслед-ии строят индикаторную линию и регулировочные кривые. Они показывают, при каком забойном давлении и дебите скв-н существует обводненность продукции, количество выносимого песка. По проведенным исследованиям устанавливают технологический режим работ- он обеспечивает беспробойную работу скв-н с заданным дебитом скв-н и забойным давлением.	30. Технологический режим, технологический режим работ обеспечивает беспробойную работу скв-н с заданным дебитом скв-н и забойным давлением. Установить тех-ии режим это значит выбрать такие параметры работы фонт-ого подъемника, которые обеспечивают получение на поверхности заданного дебита при соответствующем забойном давлении. Заданный дебит наз нормой отбора - это извлечение заданного дебита с соблюдением охраны недр и технологическими возможностями пласта и залежи. Техническая норма отбора - получение заданного дебита с учетом возможности эксплуатации оборудования. Тех-ии режим работы скв-ны устан-ют при помощи индикаторной диаграммы и регулировочной кривой.	31. Неполадки при работе фонтанных скв-н. Неполадки при работе скв-н могут быть связаны с отложением парафина, солей, накоплением песка на забое, также различного рода утечками газа, нефти, нарушением герметичности затвора или поломками запорных устройств. В процессе эксплуа-ии ведется тщательное наблюдение за работой, что позволяет выявить осложнения: 1) при уменьшении устьевого давления и одновременном повышении затрубного -это отложение парафина и солей в НКТ. 2) при уменьшении устьевого и затрубного - образ-ие песчаной пробки или накопление воды между забоем и башмаком НКТ.3) при уменьшении устьевого давления и увеличения дебита- разъедание штуцера.
32. меры борьбы с отложением солей. Отложения солей могут происходить на всем пути движения воды- в пласте, скв-не, трубопроводах и оборудовании установок подготовки нефти. Причинами их появления считают химич-ую несовместимость вод. Отложения приводят к уменьшению добычи нефти, сокращению межремонтных периодов работы скв-н, в некоторых случаях они столь велики, что вообще затрудняют экс-ию. Все методы борьбы можно подразделить на 2 группы: 1) методы предотвращения выпадения солей- применение хим реагентов(ингибиторов солеотложений) их периодически задавливают в пласт или закачивают в затрубное пространство 2)методы удаления солевых отложений – удаляют с помощью хим реагентов или разбуривают долотом. Менее эффективно прим-ие воздействия на растворы магнитными полями и ультразвуком и использование защитных покрытий.	33 автоматизация фонтанных скв-н. – в зависимости от типа комплектуется задвижками с ручным, дистанционным и авто-им управлением. Задвижки с дистанционным и авто-им управлением – пневмоприводные от станции управления. Основные элементы комплексов – пакер, скважинный клапан- отсикатель. Запорным органом служит хлопушка или шар. Наземное оборудование вкл в себя фонтанную арматуру со спец катушкой для ввода в затрубное пространство, станцию управления, направляющий распределитель, распределитель, температурный предохранитель и электроконтактный манометр. Скв-ое оборудование может иметь 8 схем компоновки. Наземное обор-ие предназначено для работы в условиях умеренной климатической зоны при температуре окружаю-ого воздуха. Скв-ое оборудование предназначено для работы в среде нефти, газа, пластовой воды, газоконденсата. Автоматизация фонтанной скв-ны также предусматривает автом-ое перекрытие выкидной линии.	34. техника безопасности при экспл-ии фонтанных скв-н. важное условие безопасности- соблюдение технологического режима. Для этого должен быть установлен тщательный контроль за всеми проявлениями в скв-не и изменением ее работы. Нарушение режима может привести к открытому фонтанированию. Фонтанные скв-ны оборудуют опрессованой фонтанной арматурой, для предотвращения открытого фонтанирования применяют клапаны отсикатели. Для измерения буферного давления должны стационарно устан-ся манометры с трёхходовыми кранами. Перед сменой штуцера необходимо перевести поток с рабочего на резервный выкид, закрыть задвижку на раб выкиде, снизить давление при помощи вентиля. Снижать затрубное давление газа раз-ся только при помощи штуцера. Обвязку скв-ны и аппаратуры следует отогревать только паром или горячей водой	35 область применения газлифта. Применяют на скв-ах высокодебитных с большим забойным давлением, с большим газовым фактором и давление на забое ниже, чем давления насыщения, песочные скв-ны (сод-ся в продукции скв-н песок), а так же скв-ны эксплуатируемые в трубно доступных условиях(паводки, болота). Газлифт - хар-ся отсутствием в скв-не механизмов и трущихся деталей, простатой обслуживания скв-н и регулирование работы. По мере экс-ии скв-ны продукция обводняется и дегазируется по этому естест-ая пластовая энергия снижается, фонтанирование прекращается и появляется необходимость применения газлифта т.е нагнетание газа в скв-ну для создания давления. Виды: компрессорный, безкомпрессорный, внутрискважинный.
36 принцип работы газлифта. По мере экс-ии скв-ны продукция обводняется и дегазируется по этому естест-ая пластовая энергия снижается, фонтанирование прекращается и появляется необходимость применения газлифта т.е нагнетание газа в скв-ну для создания давления. Газлифтная эксп-ия при которой недостающие кол-во газа для подъема жидкости закачивают в скв-ну с поверхности. 37. система и конструкции газлифтных подъемников. Конструкция любого газлифтного подьемника должна обеспечивать в скв-не наличие 2 каналов: для закачки газа и подъема газожидкостной смеси на поверхность. Такие каналы могут быть созданы либо 2 параллельными, либо концентрично распол-ми рядами труб. В зависимости от числа рядов труб различают двухрядные, полуторорядные,однорядные подьемники. В зависимости от направления подачи газа различают кольцевую и центральную системы. При кольцевой газ закачивают в кольцевое (затрубное или межтрубное) пространство. А при центральной- в центральные трубы.на практике в основном работают по кольцевой системе.	38. оборудование устья газлифтных скв-н. на устье устанавливается упрощенная фонтанная арматура, обвязка каторой зачастую позволяет подавать газ в затрубное пространство и в НКТ. В настоящие время используют комплектные газлифтные установки для непрерывного компрессорного газлифта и для наклонно- направленных скв-н. эти установки обеспечивают автоматический пуск и освоение скв-н, стабильную работу в заданном режиме, возможность перехода с фонтанной эксп-ии на газлифтную без подьема НКТ. 39 Конструкция ЭЦН. К наземному оборуд-ю относ арматура устьевая, станция управления, трансформатор. К подземному: ПЭД(для привода ЭЦН в работу), ЭЦН(для подъема пластовой жидкости к устью СКВ), компенсатор(для защиты ПЭД и для компенсации масла в ЭД), протектор-гидрозащита, для защиты ПЭД от попадания в него пластовой жидкости, крепежные пояса, кабель(для подачи электроэнергии в ПЭД), клапана, НКТ.	35) Принцип работы ЭЦН. Применяются для перекачки жидкости. Секции насоса связанные фланцевыми соединениями представляют собой металлический корпус изготовленный из стальной трубы длинной до 5.5 м. В корпус секции вставляется пакет ступеней, представляющий собой собранные на валу рабочие калеса и направляющие аппараты. Рабочие колеса устанавливаются на валу на продольной механической шпонке, они могут перемещаться в осевом направлении. Направляющие аппараты закреплены от проворота в корпусе гайкой-ниппелем, расположенным в верхней части корпуса. Число ступней колеблется колеблется от 127 до 413.	36) Причины снижения дебитов скважин. 1) при бурении БР который загрязняет призабойную зону скв. снижается дебит. 2) при перфорации применяют маломощный перфоратор вследствие чего образуется канал маленьких размеров вследствие дебит будет низким 3) при эксплуатации жидкость поднимается по стволу скв. а тем временем изменяется давление и температура следовательно на стенках НКТ откладываются соли которые уменьшаются диаметр проходного сечения труб. 4) ППД нагнетаемая вода вступает в реакцию с пластовой водой после чего выпадают хлопьевидные осадки которые загрязняют призабойную зону. 5) при ремонте скв. закачивают жидкость глушения, глинистые частицы которой загрязняют призабойную зону следовательно снижается дебит.
37) Классификация методов увеличения продуктивности скважин. 1)Химические предназначены для растворения солей при забойной зоне скважины в НКТ. 2)механические предназначены для создания в пласте трещин и расширения уже имеющимся к ним относят ГРП, гидропескоструйную перфорацию, виброобработка скв. 3) тепловые предназначены для расплавления парафинов и смол, к ним относят: закачку горячей нефти, пара. 4) комбинированные методы применяют на тех скв. у которых несколько видов осложнения, к ним относят термохим. обработку.	38) Назначение химических методов. Виды химических обработок. Растворами солян. кислоты обрабатываются корбонатные породы содержащие известняки, доломиты. Прим-е кислоты менее 10% вызывает необх-сть нагнетать в пласт большое кол-во воды, в рез-те чего может осложняться процесс освоения СКВ после кислотной обработки. Прим-е кислоты более 16% нежелательно, т.к. это приводит к образованию насыщенных высоковязких раст-ов хлористого кальция, магния. Виды кислотных обработок: 1) кислотные ванны проводят на скв. с открытым забоем для очистки от цементной и глинистой корки, парафина и продуктов коррозии. 2) простые кислотные обработки предназначены для воздействия пространства и очистки от загрязняющих веществ. 3) кислотная обработка под давление 15-30 мпа 4)перекислотная обработка, закачивается аэрированный раствор кислоты ПАВ в виде пены.	39) Технология проведения гидроразрыва пласта. Сущность ГРП заключ. в нагнетании под высоким давлением жидкости разрыва для создания и раскрытия трещин в пласте. Этапы проведения: 1) установка пакера. Пакер предназначен для герметизации затрубного пространства и защиты затрубного пространства и защиты эксплутац. Колонны от воздействия высоких давлений. 2) нагнетание жидкости разрыва называют раб. Жидкость которую нагнетают в скв. под высоким давлением для создания и раскрытия трешин 3) нагнетание жидкости песконосителя. Предназначен для заполнения трещин песком для предотвращения их возникания.в основном нагнетают нефть с диаметром песка 0.15-0.5 мм. 4) нагнетание продавочной жидкости предназначена для продавки песка из НКТ в глубь трещин, а именно для закрепления трещин. В качестве продавочной жидкости используют воду.	40) Технология проведения гидропескоструйной перфорации. ГПП относят к мех. методам увеличения продуктивности скв. на колонне НКТ спускают перфоратор. Перфоратор представляет собой патрубок с отверстием на который насаживают насадки различного диаметра через колонну НКТ нагнетают жидкость с песком под большим давлением что создает трещины в пласте и цементном камне что обеспечивает последующий приток жидкости к скв. 41) Тепловые методы обработки пласта. К ним относят закачку пара горячей воды и горячей нефти. Теплоноситель нагнетают через затрубное пространство а расплавленный парафин, добав-ется через трубное пространство вместе с нефтью. Нефть нагревают до 120 градусов, если обрабатывать скв. эксплуатируемым насосом ЭЦН то необходимо произвести подъем насоса в связи с высокой температурой – может повредится изоляция кабеля.
42) Комбинированные методы воздействия на призабойную зону пласта. 1) термохимическая обработка заключается в воздействии на пласт механч. и химич. методов. Проводят ГРП в образовавшейся трещине заполняют стружкой магния, а затем скв. нагнетают соляно кислотный раствор. При вступлении в реакцию Mg с соляной кислотой выделяется опред-е кол-во теплоты, которое расплавляет парафин и смолы, а кислота, которая не вступила в реакцию расплавляет соли в пласте. 2) термокислотная обработка в скв. на НКТ спускают термостат который представляет собой патрубок с отверстием его заполняют стружкой магния, а затем нагнетают объем соляно кислотный.	43) Причины, приводящие к необходимости ремонта скважин. 1) Фонтанно-газлифтная эксплуатация скважин, возникают во взаимосвязи характеристики жидкостей и газа, поступающих из пласта, и подземного оборудования. 2) Эксплуатация скв. штанговыми насосами. работы связанные со сменой скв. насоса или его отдельных узлов, а также устранение неполадок с колонной штанг и ликвидацию потертостей в НКТ. В скважинах продукция которых содержит песок ремонтные работы по замене насоса, как правило совмещают с очисткой или промывкой фильтра от песчаной пробки. 3) Эксплуатация скважин центробежными электронасосами. Может быть обусловлен выходом из строя ЭЦН в результате разъедания рабочих колес песком, пробоем изоляции электродвигателя или токоподводящего кабеля.	44) Виды работ при текущем ремонте скв. Он вкл. Проведение работ по замене подземного оборудования, очистке труб и забоев скв. от отложений парафина, солей песка, а также выполнения мероприятий по увеличению дебитов скв. Цель – устранение неполадок, нарушающих режим работы скв. и замена подземного оборудования. Подразделяют на планово-предупредительный это ремонт скв. предусмотренный соответствующим календарным графиком. Восстановительный ремонт скв. вызванный непредвиденным нарушением технологического режима их эксплуатации.	45) Межремонтный период.(МРП) Коэффициент эксплуатации. Классификация ремонта скв. Об эффективности работы скважины и используемого в ней оборуд-я судят по Межремонтному периоду, который определяется продолжительностью нормальной эксплуатации скв. в сутки от ремонта до ремонта. Продолжительность ремонта в МРП не включ-ся. МРП рассчитывают по отдельным скважинам, нефтепромыслу за полугодие или год. Коэффициент эксплуатации называют отношение отработанных скважино-дней к калиндарному времени, в течении которого скв. подавала нефть
. ТРС включ-ет в себя проведение работ по замене подземного оборудования, очистке труб и забоев скв. от отложений парафина, солей песка, а также выполнения мероприятий по увеличению дебитов скв. Цель – устранение неполадок, нарушающих режим работы скв., и замена подземного оборудования. планово-предупредительный это ремонт скв. предусмотренный соответствующим календарным графиком. Восстановительный ремонт скв. вызванный непредвиденным нарушением технологического режима их эксплуатации. КРС-проведение боле сложных работ связанных с ликвидацией аварий колонн или подземного оборуд-я, изоляция пластовых и посторонних вод, бурение второго ствола.	46) Организация работ при ТРС. Мастер по ремонту скв. организует проведение работ в соответствии с планом, обеспечивает безопасность проводимых работ, соблюдение условий охраны недр и окружающей среды, ведет учет выполненных бригадой работ, организует социалистическое соревнование. Полный цикл операций вкл: переезд бригады и доставку оборудования к скв.; подготовительные работы по установке у скв. подъемного оборудования; спуско-подъемные операции, связанные с ремонтом скв. оборудования; заключительные операции, ставящие своей целью демонтаж оборудования и подготовку его к транспортировке на новую скв. 47) Оборудование и инструменты, применяемые при подземном ремонте скв. Необходимым оборудованием для ремонта скв. явл. грузоподъемное сооружение – вышка, которая устанавливается на площадке над устьем скв. Вышки могут устанавливаться стационарно или входят в комплект агрегата подземного ремонта скв. и монтируются над устьем скв. только при ее ремонте. Для укладки труб и штанг при спуско-подъемных операциях у вышки или мачты сооружаются приемные мостки и стеллажи. Инструменты: труболовки, овершоты, крючки; удочки, крючки, ерши, штропы, магнитные фрезеры и др.	48) Процесс проведения спуска и подъема труб. Подъем труб. Оператор подает к устью скв. подвешенный на крюке элеватор, надевает его на трубу, удерживаемую спайдером автомата, и закрывает створку элеватора. Тракторист поднимает колонну до выхода на поверхность следующей муфты; при этом муфта приподнимается над опорной поверхностью клиньев спайдера на высоту, достаточную для подкладывания вилки. Оператор подкладывает вилку, после чего колонну труб опускают. Колонна удерживается в подвешенном состоянии клиновым захватом спайдера. Затем вытаскивают вилку, устанавливают стопорный и трубный ключи, после чего включают автомат на развинчивание трубы. После полного развинчивания трубы и снятия ключей тракторист поднимает трубу. Оператор отводит нижний конец трубы в сторону и передает ее помощнику оператора, который укладывает ее на мостки. Тракторист опускает трубу. Оператор снимает с трубы элеватор и подает его опять к автомату, после чего операции повторяются. Спуск труб при спуске труб, работая с автоматом, не пользуются подкладной вилкой, так как ее функции выполняет элеватор.	Оператор и помощник оператора оттягивают элеватор, подвешенный на крюке, в сторону мостков и надевают его на трубу, захлопывают его створку на защелку и поворачивают элеватор створкой к верху. Тракторист поднимает трубу с мостков, а помощник оператора, поддерживая трубу рукой или железным крючком, передает ее оператору, который, приняв трубу, очищает резьбу щеткой и направляет конец трубы в муфту опущенной в скв. трубы. Помощник оператора устанавливает стопорный ключ на муфте трубы, зажатой клиновым захватом спайдера. Оператор надевает на трубу трубный ключ и включает автомат на свинчивание. После свинчивания на один момент автомат вкл. на обратный ход для освобождения зажатых ключей. Выключают автомат и снимают трубные ключи. Тракторист поднимает колонну труб для расклинивания ее от клинового захвата, затем спускают трубы в скв. плавно уменьшая скорость спуска к моменту посадки элеватора на опорную поверхность клинового захвата. Оператор открывает элеватор, снимает его с трубы. Далее операции повторяются
49) Технология прямой промывки скв. способ при котором промывочная жидкость нагнетается в центральные трубы, а смесь жидкости и размытой породы поднимется по кольцевому пространству между НКТ и эксплуатационной колонной называется прямой промывкой. При таком методе промывки нижний конец снабжается спец. насадками, посредством которых создается высоконапорная струя. интенсифицирующая процесс размыва пробки. Жидкость прокачивают насосом через промывочную линию, гибкий шланг, вертлюг в трубы. Восходящий поток жидкости вместе с азмытой породой поднимается по межутробному простр-ву и выливается в спец резервуар, в котором жид-ть отстаивается. Освобожденная от песка жидкость поступает в приемную емкость насоса. По мере размыва пробки трубы допускают пока вертлюг не дойдет до устья, после чего промывку продолжают до выноса песка из затрубного простр-ва на пов-сть.	50) Технология обратной промывки скв. Обратной промывкой называют процесс, когда промывочная жидкость подается в кольцевое пространство между НКТ и колонной, а размытая песчаная пробка в смеси с промывочной жидкостью поднимается на поверхность по центральным трубам. Для обратной промывке устье скв. оборудуют сальником, который состоит из корпуса, изготавливаемого из металлического патрубка с приваренным отводом для присоединения выкидной линии промывочного агрегата. Внутри корпуса приварен корпус для заклинивания резинового уплотнителя. На верхнюю часть корпуса навинчена гайка с ручками для зажатия резинового уплотнителя. В нижней части корпуса имеется фланец для соединения сальника с фланцем колонны или крестовика.	51) Ловильные работы и применяемый инструмент при аварийных работ. ЛР- комплекс работ, напрвл-ых на устранение неполадок в СКВ связ-ых с прихватом, разрушением, обрывом части скважинного оборуд-я, которые не могут быть извлечены на пов-сть обычными методами. Наиболее часто встреч след работы: ловля оборвавшихся и отвинтившихся нкт и насосн штанг, оборвавшихся глубинных насосов или якорей, агрегата ЭЦН, кабеля, перфоратора. Для ловли труб применяют труболовки, овершоты, крючки; для ловли других предметов – удочки, крючки ерши, штропы, магнитные фрезеры и др. Для ловли насосных штанг применяют шлепцы, овершоты, крючки. Ловлю перфораторов, кабеля и стального каната проводят различного рода крючками, удочками и ершами в виде 2-х или трехрогих вилок, которыми захватывают ловимые предметы за выступающие части. Для ловли небольших металлических предметов применяют магнитный фрезер, состоящий из переводника, магнитной системы и корпуса с фрезерной коронкой, армированной дробленным твердым сплавом.	52. РИР Поступление воды в СКВ через цементный стакан на забой СКВ через отверстие фильтра вместе с нефтью через дефекты ЭК (трещины, негерметичные резьбовые соединения). Приток посторонней воды в СКВ ликвидируют путем цементирования нарушений в заданном интервале. Для всех видов цементирования исп-ют тампонажный цемент такого же кач-ва как и при строит-ве СКВ. При поступлении верхних вод дефекты в ЭК ликвидируют след. Образом: 1)заливка цементного р-ра на водной основе через дефект в колонне с последующим разбуриванием цементного камня. 2)заливка нефтецементного р-ра с послед-им вымыванием его излишек. 3)спуск дополн-ой предохранит-ой колонны и ее цементирование. 4)установка спец пакеров. В процессе цементирования применяют спец арматуру устья используемую при ГРП. Колонну заливочных труб, собираемую на НКТ или бурильную трубу, пакеры, цементировочные агрегаты и желонки
53. Исправление повреждений в ЭК. При поступлении верхних вод дефекты в ЭК ликвидируют след. Образом: 1)заливка цементного р-ра на водной основе через дефект в колонне с последующим разбуриванием цементного камня. 2)заливка нефтецементного р-ра с послед-им вымыванием его излишек. 3)спуск дополн-ой предохранит-ой колонны и ее цементирование. 4)установка спец пакеров. В процессе цементирования применяют спец арматуру устья используемую при ГРП. Колонну заливочных труб, собираемую на НКТ или бурильную трубу, пакеры, цементировочные агрегаты и желонки.	54) Ликвидация скв. Под ликвидацией понимают полное списание скв. со счета из-за невозможности ее дальнейшего бурения или эксплуатации по техническим или геологическим причинам. Технология работ по ликвид СКВ-н предусм-ет: промывку СКВ и очистку стенок от глинистой корки, нефти, парафина, смолистых в-в, продуктов коррозии, уст-ку цементного моста от забоя до глубины, опрессовку на герметичность оставшейся части ствола, проверку герметичности. Эксплуатационные Скв. ликвидируются по причинам: 1) прекращение приемистости и невозможности или экономической нецелесообразности восстановления приемистости. 2) снижения дебита до предела рентабельности из-за истощения обводнения продуктивного горизонта. 3) полного обводнения пластовой водой продуктивного горизонта 4) технической невозможности устранения аварии и отсутствия объектов для эксплуатации вышележащих горизонтов. Незаконченные СКВ бурением ликвидируют по причине: сложной аварии и доказанной технической невозможности ее устранения, невозможности использ-я СКВ для других целей,полное отсутствие нефтенасыщенности вскрытых данной СКВ-ой горизонтов и невозможности использования ее для других целей.	55. Сущность ОРЭ 2-х пластов 1 скв. Состоит в том что все продуктивные пласты разбуривают одной сеткой скважин, которую оснащают спец оборуд-ем для извлечения нефти и газа на пов-сть. Схема ОРЭ: 1)добыча нефти и газа 1 скв из 2-х пластов. 2)одновременно раздельное нагнетание рабочего агента(вода, газ). 3)отбор продукции из 1 пласта и нагнетание рабочего агента в другой. Раздельно эксплуатируют пласты след. Образ:1) оба пласта фонтанным. 2)1пласт фонтанным, а др механизированным. 3)оба пласта механиз-ым. Применение ОРЭ позволяет снизить металлоемкость нефтегазопромыслового оборуд-я, снизить себестоимость добычи нефти и газа, сократить время разработки многопластового месторожд-я и повысить нефтегазоконденсатоотдачу месторожд-я. В 1 пробуренный ствол большого d спускаются и цементируются 2 или 3 ЭК малого d, каждая из которых перфорируется в интервале соответствующего разработанного пласта. Для краткости принято именовать ту или иную схему ОРЭ названием способа эксплуатации сначала нижнего а затем верхнего пласта. Схемы бывают: фонтан-фонтан, фонтан-газлифт, газлифт-фонтан, насос-насос, газлифт-насос и т.д.	56. Оборудование при ОРЭ. Для СКВ добычи нефти и газа по схеме фонтан-фонтан выполняются уст-ки 2-х типов: 1)С двумя или параллельно расположенными НКТ (УФ2Л,УФЭ,УФП,УФП2). 2)С концентрически расположенными рядами НКТ (УВЛГ). Для раздельной эксплуатации 2-х пластов по схеме насос-насос исп-ся штанговые уст-ки типа УГР, на месторожд-ях с низким газовым фактором нижнего пласта установка УНР- с резкоотличающимися давлениями 2-х пластов. УГРП- с отдельной транспортной продукцией каждого пласта. Уст-ка УГР состоит из наземного(оборуд-е устья и СК) и подземного оборуд-я(спускается в невставном и вставном исполнении, включ в себя разобщающий пакер, нижний насос обычно вставной с замковой опорой, а верхний насос специальный, в нем плунжер неподвижный а цилиндр подвижный. Работа верхнего и нижнего насоса синхронна).
57. Гидротех. сооружения морских промыслов. Главным направлением в разраб-ке яв-ся сложное гидротехническое соор-ие: насыпные дамбы, эстакады с приэстакадными площадками, отдельные стационарные основания. Насыпные дамбы строятся на мелководье из щебня и песка. Для защиты от размыва боковых частей их обрамляют крупноблоковым камнем. Дамбы-транспортные артерии которые на глубоком море переходят в эстакаду, рядом с ними устанавливаются площадки с которых рабуриваются кусты СКВ-н. Эстакады- металлический мост устанавлив-ый на метал-их трубчатых сваях, забитых в морское дно. Непосредст-о к эстакаде примыкают площадки под СКВ-у, пункты для сбора нефти и резервуары. По эстакаде с боку от ее проезжей части проклад-ют нефтегазоводопроводы, линии электроснабжения и связи, пожарный водопровод. Особенности организации нефтегазодобычи на морских промыслах состоит в том что скважину на приэстакадных площадках распологают группами, большинство СКВ яв-ся наклонно-направленными. Большая кривизна СКВ не редко делает невозможным использование ЭЦН. При экспл-ии СКВ ШГН так же имеются сложности обусловленные возрастанием нагрузок на СК. Предпочтит-ым способом экспл-ии СКВ-н яв-ся газлифтный способ, однако его применение оправдано только при больших отборах жид-ти из СКВ-ы.	11. Периодическая эксплуатация газлифтных скважин. По мере разработки скважины Рпл снижается. Для поддержания дебита нужно снижать Рзаб, что достигается увеличением погружения подъемных труб. Но при этом происходит увеличение расхода газа, поэтому малодебитные скважины целесообразно использовать периодически. 24. Подача УШГН Откачка жидкости осуществляется плунжерным насосом. Плунжер совершает возвратно-поступательные движения в цилиндре. Коэффициент подачи изменяется от 0 до 1. В скважинах в которых проявляется фонтанный эффект может быть коэф.подачи>1. Работа насоса считается нормальной, если коэффициент равен 0,6-0,8. 42. Оборудование забоев скважин. 1 - штанги; переводник; обсадная колонна; интервал ствола скважины; гравий; щелевой фильтр; труба диаметром 50 мм; клапан обратной и прямой циркуляции; хвостовик;	59) Особенности конструкции газовых скв. Плотность и вязкость газа на 2-3 порядка меньше плотности и вязкости нефти. Скорость движения газа в стволе скв. в 5-25 раз больше, чем скорость движения нефти извлечение газа из недр на поверхность происходит пока только за счет использования пластовой энергии. Газ некоторых месторождений содержит агрессивные, коррозионные компоненты. Оборудование газовых скважин такое же каку нефтяных СКВ. Отличие лишь в конструкции СКВ т.к. агрессивные компоненты не должны вызывать снижение прочности обсадных колонн и газопромыслового оборудования. В следствие больших скоростей газа повыш-ся опасность эрозии оборуд-я в газовой среде. Поэтому и подбирается соответст-ие материалы обсадных колонн, повышают герметичность труб, прим-ют уплотнительные смазки для резьб и свариваемых соед-ий, цементируют трубы по возможности на большую высоту. Строит-во газовых СКВ-н в районах севера осложняется в связи с мерзлыми породами, из-за чего уменьшаются силы сцепления породы с цементным камнем. Межколонные пространства над цементным камнем заполняют незамерзающей жид-тью. Могут исп-ся так же различные методы теплоизоляции	60. Осложнения при эксплуатации скв (Гидратообразование) Природные газы в условиях пласта насыщены парами воды. Движение газа в пласте, СКВ и газопроводе сопровожд-ся уменьшением темпер-ры и давления. Праы воды концентрируются и откладыв-ся в СКВ и газопроводе в виде кристаллогидратов снега, льда. Кристаллогидраты- неустойчивые соед-я которые при нагревании или пониж-ии давлаения разлогаются в газ и в воду. Образовавшиеся гидраты закупоривают СКВ и газопроводы, наршают их работу. Методы предотвращ-я: 1) создают безгидратный режим. 2)исп-ие ингибиторов гидратообразования – это этиловый спирт, хлор-кальций, этилен. Они снижаю температ-ру гидратообразования. 3)применение забойных нагревателей. 4)исп-ие гидрофобного покрытия. 5)исп-ие теплоизолирующих стволов скважины. 6)прогрев газа с помощью промывки горячей водой, паром, дымовыми газами. 7) резкое снижение давления.
61. Гидратообразование Природные газы в условиях пласта насыщены парами воды. Движение газа в пласте, СКВ и газопроводе сопровожд-ся уменьшением темпер-ры и давления. Праы воды концентрируются и откладыв-ся в СКВ и газопроводе в виде кристаллогидратов снега, льда. Кристаллогидраты- неустойчивые соед-я которые при нагревании или пониж-ии давлаения разлогаются в газ и в воду. Образовавшиеся гидраты закупоривают СКВ и газопроводы, наршают их работу. Методы предотвращ-я: 1) создают безгидратный режим. 2)исп-ие ингибиторов гидратообразования – это этиловый спирт, хлор-кальций, этилен. Они снижаю температ-ру гидратообразования. 3)применение забойных нагревателей. 4)исп-ие гидрофобного покрытия. 5)исп-ие теплоизолирующих стволов скважины. 6)прогрев газа с помощью промывки горячей водой, паром, дымовыми газами. 7) резкое снижение давления.	3. Фонтанная арматура Газовые СКВ оборудуют опрессованной фонтанной арматурой. для предотвращ-ия открытого фонтанирования применют пласты отсекатели. На ФА должны быть уст-ы манометры для контроля за давлением. Содержание газа в воздухе определяют с помощью газоанализаторов с ГГ. при экспл-ии газовых местор-ий и СКВ нужно следить за давлением в межколонном простр-ве. Если во время экспл-ии давление в межколонном простр-ве будет повыш-ся, то это указ-ет на нарушение герметичности колонны. Далее СКВ немедленно глушат и прим-ют меры по ликвидации негерметичности. Метанол применяемый при борьбе с гидратообраз-ем яв-ся ядом. Он действует на нервную систему, поражает слизистые оболочки дых путей и действует на сетчатку глаза. Отравление метаном может привести к смерти. На промыслах прим-ют так же контрольно измерительные приборы(КИП) с ртуным заполненеим, выделяемые ртутные пары вредно влияют на чел-ка и вызывают отравление. Пары без вкуса и запаха обнаруж-ся только аналитическим путем.	1. Баланс энергии в скважине. 2. Механизм движения газожидкостной смеси. 3. Условия, причины и типы фонтанирований. 4. Устьевое оборудование фонтанной скважины. 5. Разновидности газлифта. 6. Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию. 7. Методы снижения пускового давления. 8. Компрессорный газлифт. 9. Бескомпрессорный газлифт. 10. Внутрискважинный газлифт. 11. Периодическая эксплуатация газлифтных скважин. 12. Неполадки при эксплуатации газлифтных скважин. 13. Компрессорное хозяйство. 14. Принцип работы ШГН. 15. Конструкция станка-качалки и ее принцип работы. 16. Динамометрирование скважинных насосных установок. 17. Факторы, влияющие на подачу ШСНУ. 18. Скважинные штанговые насосы. 19. Борьба с вредным влиянием газа на работу штангового насоса. 20. Эксплуатация пескопроявляющих насосных скважин. 21. Эксплуатация насосных скважин при добыче высоковязких нефтей.	22. Борьба с отложениями парафина. 23. Насосные штанги. 24. Подача УШГН. 25. Автоматизация скважин, оборудованных ШСНУ. 26. Обслуживание скважин, оборудованных ШСНУ. 27. Техника безопасности при эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ. 28. Регулирование работы фонтанной скважины. 29. Исследование фонтанных скважин. 30. Установление технологического режима фонтанной скважины. 31. Неполадки при работе фонтанных скважин. 32. Меры борьбы с отложениями солей. 33. Автоматизация фонтанной скважины. 34. Техника безопасности при эксплуатации фонтанных скважин. 35. Область применения газлифта. 36. Принцип работы газлифта. 37. Системы и конструкции газлифтных подъемников. 38. Оборудование устья газлифтных скважин. 39. Условия притока газа к скважинам. 40. Виды несовершенства скважин. 41. Вскрытие нефтяных и газовых пластов. 42. Оборудование забоев скважин. 43. Перфорация. Виды перфорации.

Дата добавления: 2015-08-28