Добавить материал и получить бесплатное свидетельство о публикации в СМИ
Эл. №ФС77-60625 от 20.01.2015
Инфоурок / Технология / Другие методич. материалы / Контрольная работа по ЭНГС для 6 курса
ВНИМАНИЮ ВСЕХ УЧИТЕЛЕЙ: согласно Федеральному закону № 313-ФЗ все педагоги должны пройти обучение навыкам оказания первой помощи.

Дистанционный курс "Оказание первой помощи детям и взрослым" от проекта "Инфоурок" даёт Вам возможность привести свои знания в соответствие с требованиями закона и получить удостоверение о повышении квалификации установленного образца (180 часов). Начало обучения новой группы: 24 мая.

Подать заявку на курс
  • Технология

Контрольная работа по ЭНГС для 6 курса

библиотека
материалов

Государственное автономное образовательное учреждение

среднего профессионального образования

Нефтекамский нефтяной колледж







УТВЕРЖДАЮ

Зам. директора по

учебной работе

________ Ф.А. Бадикшина

_____________2012г.










Эксплуатации нефтяных и газовых

скважин



Контрольные задания для студентов – заочников

по специальности 130503















Нефтекамск, 2012г.

Программу, методические указания и

задания на контрольную работу

подготовила преподаватель Нефтекамского

нефтяного колледжа: Г.Я. Дьячкова










Ответственный за выпуск заведующий

заочным отделением: С.В. Лихачев










Рассмотрено и утверждено на

заседании ПЦК нефтяных

дисциплин: М.А. Шестернева


















Общие методические указания.


Учебным планом предусматривается выполнение двух домашних контрольных работ. Задания контрольной работы даны в последовательности тем программы и должны выполняться постепенно, по мере изучения материала. Каждое задание включает 30 вариантов. Вариант задания определяется по двум последним цифрам шифра студента. Например, студент, имеющий шифр 8512, выполняет вариант №12.


Контрольные вопросы выбираются из перечня вопросов, составленных для каждого задания, соответственно номерам, указанным в таблице 1 и 2.



Ответы на вопросы должны быть четкими и конкретными, не должны представлять собой переписывание из учебников отдельных абзацев, должны содержать поясняющие схемы, эскизы и графики.



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



Единицы измерения величин в расчетах принимают в системе СИ.



В ответах на вопросы и в решении задачи необходимо делать ссылки на источники, в конце работы приводят список использованной литературы.





















Таблица к КР № 2

Вариант

вопросов

Вариант

вопросов

01

74,102

16

89,99

02

75,103

17

90,97

03

76,104

18

91,96

04

77,105

19

92,95

05

78,106

20

93,74

06

79,107

21

94,75

07

80,108

22

95,76

08

81,109

23

96,77

09

82,110

24

97,78

10

83,111

25

98,79

11

84,112

26

99,80

12

85,113

27

100,81

13

86,101

28

101,82

14

87,100

29

112,83

15

88,98

30

113, 84











Литература


Основная:

1. В.М. Муравьев.Эксплуатация нефтяных и газовых скважин.- М.: Недра, 1978.-447с.

2. А.И. Акульшин. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин,- М.: Недра, 1989.-

480с.


Дополнительная:

3. Ю.П. Желтов. Разработка нефтяных месторождений.- М.:Недра, 1986.- с.

4. С. И. Броун. Охрана труда в бурении.-М.: Недра, 1981.- с.

5. Н.В. Бобрицкий, В.А. Юфин.Основы нефтяной и газовой промышленности - М. :Недра,

1988.-с.

6. В.Н. Васильевский.Техника и технология определения параметров скважин и пластов- М.:

Недра, 1989.- с.

7. А.М. Юрчук, А.З. Истомин. Расчеты в добыче нефти.- М.: Недра, 1979.- с.

8. И.Т. Мищенко и др. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи.М.: Недра, 1984.

9. И.Т. Мищенко. Расчеты в добыче нефти. М.: Недра, 1989.- с.

10. М.Ш. Залятов. Подготовка и закачка технологических жидкостей в нефтяной пласт. .-М.:

Недра, 1993 .-с.

11 . А.Г.Молчанов. Подземный ремонт скважин..- М.:Недра, 1985.- с.

12. В.А.Блажевич, В.Г.Уметбаев. Справочник мастера по капитальному ремонту скважин. .-М.:Недра,

1985.- с.

13- А.Д.Амиров и др. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых

скважин..- М.: Недра, 1979.- с.

14. А.Б.Сулейманов. Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин. .-М.:Недра,

1984.- с.

15. А.Б.Сулейманов. Техника и технология капитального ремонта скважин..- М.:Недра,

1987.-с.

16. А.И.Ширковский. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.-У фа, 1997г.

17- К.С.Баймухаметов и др. Геологическое строение и разработка Арланского месторождения.-Уфа, 1997г.



Вопросы контрольного задания.


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

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

  3. Особенности движения газожидкостных смесей по вертикальным трубам: структуры потока, виды, характер изменения потер напора в зависимости от диаметра и расхода газа, зависимость q=(V2).

  4. Наземное оборудование фонтанных скважин. фонтанная арматура: назначение, классификация, выбор.

  5. Обвязка фонтанных скважин. Назначение и состав манифоьда.

  6. Регулирование работы фонтанной скважины; штуцеры, их конструкции, выбор.

  7. Особенности техники и технологии исследования фонтанных скважин.

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

  9. Меры борьбы с отложениями парафина, солей и коррозией при фонтанной эксплуатации.

  10. Техника безопасности, противопожарные мероприятия и охрана окружающей среды при фонтанной эксплуатации.

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

  12. Оборудования устья газлифтных скважин.

  13. Технологическая схема компрессорного газлифта.

  14. Технологическая схема бескомпрессорного газлифта.

  15. Пуск газлифтных скважин в работу. Определение пусковых давлений.

  16. Методы снижения пусковых давлений. Пуск газлифта, оборудованного пусковыми клапанами.

  17. Газлифтные клапаны, их классификация, основные характеристики; принципиальное устройство клапанов типа.

  18. Борьба с отложениями парафина и солей при газлифтной эксплуатации.

  19. Периодическая газлифтная эксплуатация, конструкция газлифта при периодической эксплуатации.

  20. Внутрискважинный газлифт. Обслуживание газлифтных скважин.

  21. Техника безопасности, противопожарные мероприятия и охрана окружающей среды при газлифтной эксплуатации.

  22. Трубные (невставные) штанговые насосы: устройство (на примере НСН-2), типы, характеристики, область применения. Выбор насосов.

  23. Вставные штанговые насосы: устройство (на примере НСВ-1), типы, характеристики, область применения. Выбор насосов.

  24. Конструкция, основные характеристики, условия работы и выбор насосных штанг.

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

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

  27. Определение нагрузок на головку балансира СК. Уравновешивание.

  28. Производительность УСШН. Факторы, влияющие на производительность.

  29. Борьба с вредным влиянием газа, парафина и отложений солей на работу УСШН.

  30. Периодическая эксплуатация малодебитных скважин при помощи УСШН.

  31. Динамометрирование УСШН.

  32. Особенности исследования скважин, оборудование УСШН (эхометрия и волнометрия).

  33. Обслуживание, автоматизация контроля и управления работы скважин, оборудованных УСШН.

  34. Техника безопасности, противопожарные мероприятия и охрана окружающей среды при эксплуатации скважин УСШН.

  35. Состав, работа УЭЦН. Назначение узлов установки.

  36. Принципиальное устройство, назначение, основные характеристики узлов УЭЦН.

  37. Рабочие характеристики, выбор УЭЦН.

  38. Монтаж и эксплуатация УЭЦН.

  39. Обслуживание, автоматизация контроля и управления работы скважин, оборудованных УЭЦН.

  40. Особенности эксплуатации ГС.

  41. Рабочие характеристики и выбор УЭДН.

  42. Состав, назначение узлов и работы УЭВН.

  43. Эксплуатация скважин беструбными УЭЦН.

  44. Сущность, технология и техника обработок скважин с неорганическими отложениями солей.

  45. Методы борьбы с сульфидсодержащими осадками при добыче нефти.

  46. Оптимизация процессов добычи нефти.

  47. Виброакустическое диагностирование УЭЦН.

  48. Новая техника и технология проведения исследовательских работ на скважинах.

  49. Совершенствование глубинной добычи нефти в наклонно-напрвленных скважинах.

  50. Винтовые погружные электронасосы.

  51. Техника безопасности, противопожарные мероприятия и охрана окружающей среды при эксплуатации скважин УЭЦН.

  52. Особенности конструкции, оборудование газовых скважин.

  53. Назначение колонны НКТ в газовых скважинах. Принцип расчета лифта для газовых скважин.

  54. Причины, условия образования гидратов, меры борьбы.

  55. Обслуживание, автоматизация контроля и управления работой газовых скважин.

  56. Сущность, разновидности кислотных обработок, область применения.

  57. Реагенты и материалы, применяемые для соляно-кислотных обработок, их назначение, характеристики.

  58. Техника и технология обычной СКО.

  59. Техника и технология термокислотной обработки.

  60. Техника и технология пенокислотной обработки.

  61. Техника безопасности, противопожарные мероприятия при кислотных обработках.

  62. Охрана недр и окружающей среды при кислотных обработках.

  63. Приготовление, контроль параметров кислотных растворов.

  64. Сущность, разновидности разрыва пласта, область применения.

  65. Материалы, применяемые при гидроразрыве пласта (ГРП), их выбор.

  66. Техника и технология ГРП.

  67. Техника безопасности, противопожарные мероприятия при ГРП.

  68. Техника и технология гидропескоструйной перфорации.

  69. Техника и технология виброобработки забоев скважины.

  70. Техника и технология электропрогрева скважин.

  71. Техника и технология тепловой обработки скважин теплоносителями.

  72. Техника и технология термогазохимического воздействия (ТГХВ) на ПЗП (призабойную зону пласта).

  73. Сущность, техника и технология обработки ПЗП растворами ПАВ.

  74. Состав, организация работ при текущем и капитальном ремонтах скважин.

  75. Причины, приводящие к ремонту скважин.

  76. Вышки, мачты, применяемые при ПРС, их характеристики, выбор.

  77. Талевая система, ее назначение и элементы, характеристики элементов талевой системы.

  78. Подъемники и подъемные агрегаты, их назначение, характеристики, выбор.

  79. Инструменты при СПО.

  80. Механические ключи для свинчивания труб.

  81. Механические ключи для свинчивания штанг.

  82. Технология спускоподъемных операций на скважинах, оборудованных УЭЦН.

  83. Технология спускоподъемных операций на скважинах, оборудованных УСШН.

  84. Проверка поднятого из скважины глубинного насоса.

  85. Ликвидация обрывов насосных штанг.

  86. Расхаживание заклиненного плунжера или прихваченных насосных труб.

  87. Подготовительные работы при ПРС, применяемое оборудование.

  88. Техника и технология глушения скважин.

  89. Выбор жидкости глушения.

  90. Техника и технология чистки скважин от песка желонками и гидробуром.

  91. Техника и технология, схемы прямой и обратной промывок скважин от песка.

  92. Схемы, технология комбинированной и скоростной промывок скважин от песка.

  93. Техника и технология чистки скважин от песка пенами.

  94. Чистка скважин от песка сжатым воздухом и струйными аппаратами.

  95. Обследование скважин перед КРС. Применяемый инструмент.

  96. Ловильные работы по извлечению труб. Ловильный инструмент.

97.Ловильные работы по извлечению штанг. Ловильный инструмент.

98.Техника безопасности, противопожарные мероприятия при ПРС.

99.Исправления снятий обсадных колонн, применяемый инструмент.

100.Определение места негерметичности обсадных колонн.

101.Ликвидация негерметичности обсадных колонн, применение стальных пластырей.

102.Пути обводнения скважин, способы изоляции пластовых вод.

103.Тампонажные материалы, применяемые при изоляционных работах, их характеристики, выбор.

104.Технология установки цементных пробок и стаканов.

105.Техники и технология цементирования через отверстия фильтра.

106.Цементирование желонками.

107.Проверка качества цементирования.

108.Техника и технология ликвидации скважин.

109.Техника и технология зарезки второго ствола.

110.Особенности подземного ремонта газовых скважин.

111.Техника безопасности при цементировочных работах.

112.Сооружения и основания для эксплуатации морских месторождений.

113.Охрана водных бассейнов при эксплуатации морских месторождений.


Задачи для КР № 2


Задача 2.1

Гидравлический расчет промывки забойных песчаных пробок

Провести гидравлический расчет промывки забойной песчаной пробки, для чего определить давление на выкиде насоса, необходимую мощность двигателя давление на забое скважины, время па промывку пробки и разрушающее действие струи. Данные для решения задачи в таблице 1.


Таблица 1.

Варианты

Параметры

Н, м

D, мм

d, мм

δ, мм

1,6,11,16,21,26

2,7,12,17,22,27

3,8,13,18,23,28

4,9,14,19,24,29

5,10,15,20,25,30

1950

1975

2000

2200

2150

114

114

168

168

168

48

60

73

89

114

0,8

0,9

1,0

1,2

1,0

Промывка ведется промывочным агрегатом АЗИНМАШ-35, эксплуатационная характеристика которого приведена в таблице 2.


Таблица 2.

Включенная скорость

Номинальная частота вращения двигателя, об/мин

Число двойных ходов плунжера в минуту

Подача насоса, л/с

Давление в выкиде,

МПа

1

2

3

4

2500

2500

2500

2500

39,7

58,0

88,2

134,0

3,16

4,61

7,01

10,15

16,0

11,0

7,2

4,3


  1. Потери давления на гидравлические сопротивления при движении жидкости в трубах определяется по формуле

hello_html_m5af9b292.gifм вод.ст., (1)


где λ – коэффициент трения при движении воды в трубах (таблица 3); dB– внутренний диаметр промывочных труб, м; υн – скорость нисходящего потока жидкости, м/с, берется из таблицы 4.

Таблица 3.

Диаметр труб, мм

48

60

73

89

114

Значение X

0,04

0,037

0,035

0,034

0,032


Скорость нисходящего потока в промывочных трубах υн см/с.

Таблица 4

Расход жидкости, л/с

Диаметр труб, мм

60

73

89

114

1

2

3

4

5

6

7

8

10

15

49,5

99,0

148,5

198,0

247,5

297,0

346,5

396,0

495,0

742,6

33,1

66,2

99,3

132,4

165,5

198,6

231,7

264,8

331,0

496,6

22,0

44,0

66,0

88,0

110,0

132,0

154,0

176,0

220,0

330,0

12,6

25,2

37,8

50,4

66,0

75,6

88,2

100,8

126,0

189,0


2. Потери давления на гидравлические сопротивления при движении смеси
жидкости с песком и кольцевом пространстве скважины определяются по форму­ле

hello_html_61b64287.gif

(2)

Здесь φ - коэффициент, учитывающий повышение гидравлических потерь давления в результате содержания песка в жидкости. Величина его колеблется от 1,1 до 1,2; λ – коэффициент трения при движении виды в кольцевом пространстве, опре­деляется по разности диаметров (D-d) (см. таблицу 3); υв - скорость восходящего потока жидкости в кольцевом пространстве, м/с (находят путем интерполирова­ния по таблице 5).

Скорость движения жидкости в кольцевом пространстве (см/с)

Таблица 5.

Расход жидкости, л/с

Диаметр эксплуатационной колонны, мм

114

141

168

Диаметр насосно-компрессорных труб, мм

60

73

60

73

60

73

89

3

4

5

6

7

8

10

15

59,0

78,8

98,4

118,0

137,8

157,6

197,0

295,0

79,8

106,4

133,0

159,6

186,2

212,8

266,0

399,0

30

40

50

60

70

80

100

150

34,5

46,0

57,5

69,0

80,5

92,0

115,0

172,5

20,2

27,0

33,8

40,5

47,5

54,0

67,5

101,0

22,2

29,6

37,0

44,5

51,8

59,2

74,0

111,0

26,2

34,9

43,6

52,3

61,1

69,8

87,2

131,0


3. Потери напора на уравновешивание столбов жидкости разной плотности в промывочных трубах и в кольцевом пространстве определяют по формуле К.А. Апресова:

hello_html_43f17c47.gifм.вод.ст (3)

где - пористость песчаной пробки, F- площадь сечения эксплуатационной ко­лонны, см2; L - высота пробки, промытой за один прием, м (длина двухтрубного колена); f – площадь сечения кольцевого пространства скважины, см2; ρп – плот­ность песка, кг/м3; ρж – плотность воды, кг/м3; υкр – скорость свободного падения песчинок, см/с (критическая скорость), определяется по таблице 6; υв- скорость восходящего потока жидкости, см/с. m = 0,3, ρп = 2600кг/м3, ρж = 1000кг/м3.

Таблица 6.

Минимальный размер зерен, мм

Скорость свободного падения, см/с

0,45

0,50

0,60

0,70

0,80

0,90

1,00

1,20

4,90

5,35

6,25

7,07

7,89

8,70

9,50

11,02


4. Потери давления на гидравлические сопротивления в шланге и вертлюге
при движении воды определяются по опытным данным, приведенным в таблице 7.

Таблица 7.

Расход воды, л/с

Потери напора,

м вод.ст

Расход воды, л/с

Потери напора,

м вод.ст

3

4

5

6

4

8

12

17

7

8

9

10

22

29

36

50


Потери напора, возникающие в шланге h4 и h5 составляют в сумме при ра­боте агрегата:

на скорости 1 - (h4+h5)1 = 4,7 м вод. ст.

на скорости 2 - (h4+h5)2 = 10,4 м вод. ст.

на скорости 3 - (h4+h5)3 = 22 м вод. ст.
на скорости 4 - (h4+h5)4 = 31 м вод. ст.


5. находим потери давления на гидравлические сопротивления h6, принимая длину нагнетательной линии от насоса до шланга 1 н=40 м, и подставляем ее в

формулу (1).

6. Давление на выкиде насоса определяется суммой потерь, т.е.

Рн = h1+ h2+h3 +h4+h5+h6, м вод. ст. (4)

Выражая в МПа, имеем

hello_html_29b75709.gif (5)


7. Давление на забое, скважины

hello_html_ed9e815.gif, МПа (6)


где Н-глубина скважины, м.


8. Мощность, необходимая для промывки песчаной пробки, определяется по формуле

N=Pн*Q/103a, кВт, (7)

где ηa = 0,65 – общий 'механический кпд агрегата. Агрегат АЗИНМАШ-35 имеет максимальную мощность двигателя 110 кВт.


9. коэффициент использования максимальной мощности промывочного агрегата К определяется по формуле:

К=N/Nmax *100% (8)

10. Скорость подъема размытого песка υп определяется как разность скоростей

υп = υв – υкр (9)

11. Продолжительность подъема размытой пробки после промывки се каж­дым коленом до появления чистой воды определяется по формуле:

T = H/ υп (10)

12. Размывающая сила струи жидкости. Силу удара струи промывающей жидкости можно определить по формуле:

Р=2*102*hello_html_m7886e47a.gif, кПа (11)

где Q - подача агрегата, л/с; fц – площадь поперечного сечения струи жидкости, нагнетаемой в скважину, см2; F – площадь проходного сечения эксплуатационной колонны, см.




Задача 2.2


Освоение скважин


Исходные данные


Варианты

1-5

6-10

11-15

16-20

21-25

26-30

Нс, м

1740

1790

1840

1890

1940

1990

hф

1720-1730

1770-1780

1820-1830

1870-1880

1920-1930

1970-1980

Рпл, МПа

18,4

18,5

19,0

19,5

20,0

20,5

б.р., кг/м3

1100

1100

1100

1100

1100

1100



Рmin, МПа

Д, мм (дюймы)

dу, мм (дюймы)

01, 06, 11, 16, 21, 26

02, 07, 12, 17, 22, 27

03, 08, 13, 18, 23, 28

04, 09, 14, 19, 24, 29

05,10, 15, 20, 25, 30

0,8

1,0

1,2

1,4

1,6

168 (6)

146 (5)

168 (6)

146 (5)

168 (6)

73 (2,5)

60 (2,0)

73 (2,5)

60 (2,0)

73 (2,5)


  1. Выяснить возможность вызова притока промывкой, выбирают вид и плотность промывочной жидкости. Для этого из условия притока нефти в скважину.

Рзаб= L*п*g*10-6Рпл–∆Рmin

определяем необходимую плотность промывочной жидкости

п= hello_html_m63f47540.gif, кг/м3, (1)

где L– глубина спуска промывочных труб (НКТ), м.

Принимаем L= Нф, если полученная плотность больше или равна плотности пресной воды ­пв, то возможно освоение промывки водой, в зависимости от конкретного значения плотности выбирают пресную или соленую воду. Если нпв– то возможно освоение заменой бурового раствора на нефть.

  1. Определяем количество промывочной жидкости

Vп= *0,785*Д2в*L, м3 (2)

где – коэффициент запаса количества промывочной жидкости =1,1.

  1. Определяем количество автоцистерн для доставки промывочной жидкости

nа= hello_html_m43bc0dc2.gif, (3)

где – вместимость выбранного типа автоцистерн, м3.

  1. Определяем максимальное давление в процессе промывки, которое, очевидно, будет к моменту оттеснения бурового раствора к башмаку промывочных труб.

Рmax= L*(бр-п)*g*10-6тру, МПа (4)

где бр – плотность бурового раствора, Ртр– потери давления на преодоление сил трения, МПа. Принимаем условно Ртр= (0,5-1,0) МПа, Ру– противодавление на устье, МПа. При промывке в амбар Ру= 0.

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

  1. Составляем схему оборудования скважины и расположения наземного оборудования.


Вопросы для самоконтроля:


  1. Что такое освоение скважины

  2. Перечислите основные методы освоения скважин

  3. Виды закачки жидкости при освоении




Краткое описание документа:

Учебным планом предусматривается выполнение двух домашних контрольных работ. Задания контрольной работы даны в последовательности тем программы и должны выполняться постепенно, по мере изучения материала. Каждое задание включает 30 вариантов. Вариант задания определяется по двум последним цифрам шифра студента. Например, студент, имеющий шифр 8512, выполняет вариант №12.

Контрольные вопросы выбираются из перечня вопросов, составленных для каждого задания, соответственно номерам, указанным в таблице 1 и 2.

 Ответы на вопросы должны быть четкими и конкретными, не должны представлять собой переписывание из учебников отдельных абзацев, должны содержать поясняющие схемы, эскизы и графики.

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

Автор
Дата добавления 18.11.2014
Раздел Технология
Подраздел Другие методич. материалы
Просмотров593
Номер материала 127138
Получить свидетельство о публикации

Выберите специальность, которую Вы хотите получить:

Обучение проходит дистанционно на сайте проекта "Инфоурок".
По итогам обучения слушателям выдаются печатные дипломы установленного образца.

ПЕРЕЙТИ В КАТАЛОГ КУРСОВ

Похожие материалы

Включите уведомления прямо сейчас и мы сразу сообщим Вам о важных новостях. Не волнуйтесь, мы будем отправлять только самое главное.
Специальное предложение
Вверх