- Опоры мачты; 2 - пульт управления; 3 - барабан лебедки;

4. Содержание

   • Томский политехнический университет Эксплуатация нефтяных и газовых скважин Курс лекций
   • Введение
   • 1. Общая характеристика нефтяной залежи
   • 1.1. Понятие о нефтяной залежи
   • 1.2. Механизм использования пластовой энергии при добыче нефти
   • 2. Источники пластовой энергии
   • 2.1. Пластовые давления
   • 2.1.1. Статическое давление на забое скважины
   • 2.1.2. Статический уровень
   • 2.1.3. Динамическое давление на забое скважины
   • 2.1.4. Динамический уровень жидкости
   • 2.1.5. Среднее пластовое давление
   • 2.1.6. Пластовое давление в зоне нагнетания
   • 2.2. Приток жидкости к скважине
   • 2.3. Режимы разработки нефтяных месторождений
   • 2.4. Водонапорный режим
   • 2.5. Упругий режим
   • 2.6. Режим газовой шапки
   • 2.7. Режим растворенного газа
   • 2.8. Гравитационный режим
   • 3. Технология и техника воздействия на залежь нефти
   • 3.1. Цели и методы воздействия
   • 3.2. Технология поддержания пластового давления закачкой воды
   • 3.2.1. Размещение скважин
   • 3.3. Основные характеристики поддержания пластового давления закачкой воды
   • 3.4. Водоснабжение систем ппд
   • 3.5. Техника поддержания давления закачкой воды
   • 3.5.1. Водозаборы
   • 3.5.2. Насосные станции первого подъема
   • 3.5.3. Буферные емкости
   • 3.5.4.Станции второго подъема
   • 3.6. Оборудование кустовых насосных станций
   • Основные характеристики бкнс
   • 3.7. Технология и техника использования глубинных вод для ппд
   • 3.8. Поддержание пластового давления закачкой газа
   • 3.9. Методы теплового воздействия на пласт
   • 3.10. Техника закачки теплоносителя в пласт
   • 3.11. Внутрипластовое горение
   • 4. Подготовка скважин к эксплуатации
   • 4.1. Конструкция оборудования забоев скважин
   • 4.2. Приток жидкости к перфорированной скважине
   • 4.3. Техника перфорации скважин
   • 4.4. Пескоструйная перфорация
   • 4.5. Методы освоения нефтяных скважин
   • 4.6. Передвижные компрессорные установки
   • 4.7. Освоение нагнетательных скважин
   • 5. Методы воздействия на призабойную зону скважины
   • 5.1. Назначение методов и их общая характеристика
   • 5.2. Обработка скважин соляной кислотой
   • 5.3. Термокислотные обработки
   • 5.4. Поинтервальная или ступенчатая ско
   • 5.5. Кислотные обработки терригенных коллекторов
   • 5.6. Техника и технология кислотных обработок скважин
   • 5.7. Гидравлический разрыв пласта
   • 5.8. Осуществление гидравлического разрыва
   • 5.9. Техника для гидроразрыва пласта
   • 5.10. Тепловая обработка призабойной зоны скважины
   • 5.11. Термогазохимическое воздействие на призабойную зону скважины
   • 5.12. Другие методы воздействия на призабойную зону скважин
   • 6. Исследование скважин
   • 6.1. Назначение и методы исследования скважин
   • 6.2. Исследование скважин при установившихся режимах
   • 6.3. Исследование скважин при неустановившихся режимах
   • 6.4. Термодинамические исследования скважин
   • 6.5. Скважинные дебитометрические исследования
   • 6.6. Техника и приборы для гидродинамических исследований скважин
   • 7. Основы теории подъема жидкости в скважине
   • 7.1. Физика процесса движения газожидкостной смеси в вертикальной трубе
   • 7.1.1. Зависимость подачи жидкости от расхода газа
   • 7.1.2. Зависимость положения кривых q (V) от погружения
   • 7.1.3. Зависимость положения кривых q(V) от диаметра трубы
   • 7.1.4. К. П. Д. Процесса движения гжс
   • 7.1.5. Понятие об удельном расходе газа
   • 7.1.6. Зависимость оптимальной и максимальной подач от относительного погружения
   • 7.1.7. Структура потока гжс в вертикальной трубе
   • 7.2. Уравнение баланса давлений
   • 7.3. Плотность газожидкостной смеси
   • 7.4. Формулы перехода
   • 8. Эксплуатация фонтанных скважин
   • 8.1. Артезианское фонтанирование
   • 8. 2. Фонтанирование за счет энергии газа
   • 8. 3. Условие фонтанирования
   • 8. 4. Расчет фонтанного подъемника
   • 8. 5. Расчет процесса фонтанирования с помощью кривых распределения давления
   • 8. 6. Оборудование фонтанных скважин
   • 8.6.1. Колонная головка
   • 8.6.2. Фонтанная арматура
   • 8.6.3. Штуцеры.
   • 8.6.4. Манифольды
   • 8. 7. Регулирование работы фонтанных скважин
   • 8. 8. Осложнения в работе фонтанных скважин и их предупреждение
   • 8.8.1. Открытое фонтанирование
   • 8.8.2. Предупреждение отложений парафина
   • 8.8.3. Борьба с песчаными пробками
   • 8.8.4. Отложение солей
   • 9. Газлифтная эксплуатация скважин
   • 9.1. Общие принципы газлифтной эксплуатации
   • 9.2. Конструкции газлифтных подъемников
   • 9.3. Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию (пусковое давление)
   • 9.4. Методы снижения пусковых давлений
   • 9.4.1. Применение специальных пусковых компрессоров
   • 9.4.2. Последовательный допуск труб
   • 9.4.3. Переключение работы подъемника с кольцевой системы на центральную
   • 9.4.4. Задавка жидкости в пласт
   • 9.4.5. Применение пусковых отверстий
   • 9.5. Газлифтные клапаны
   • 9.6. Принципы размещения клапанов
   • 9.7. Принципы расчета режима работы газлифта
   • 9.8. Оборудование газлифтных скважин
   • 9.9. Системы газоснабжения и газораспределения
   • 9.10. Периодический газлифт
   • 9.11. Исследование газлифтных скважин
   • 10. Эксплуатация скважин штанговыми насосами
   • 10.1. Общая схема штанговой насосной установки, ее элементы и назначение
   • 10.2. Подача штангового скважинного насоса и коэффициент подачи
   • 10.3. Факторы, снижающие подачу шсн
   • 10.3.1. Влияние газа
   • 10.3.2. Влияние потери хода плунжера
   • 10.3.3. Влияние утечек
   • 10.3.4. Влияние усадки жидкости
   • 10.3.5. Нагрузки, действующие на штанги, и их влияние на ход плунжера
   • 10.4. Оборудование штанговых насосных скважин
   • 10.4.1. Штанговые скважинные насосы
   • 10.4.2. Штанги
   • Характеристики штанг и муфт
   • 10.4.3. Насосные трубы
   • Характеристики насосно-компрессорных труб
   • 10.4.4. Оборудование устья скважины
   • 10.4.5. Канатная подвеска
   • 10.4.6. Штанговращатель
   • 10.4.7. Станки-качалки (ск)
   • Техническая характеристика станков-качалок
   • 10.5. Исследование скважин, оборудованных штанговыми насосными установками
   • 10.5.1. Эхолот
   • 10.5.2. Динамометрия шсну
   • - Перо геликсной пружины, 7 - геликсная пружина, 8 - капиллярная трубка, соединяющая геликсную пружину с полостью силоизмерительной камеры - 9, 10 - нажимной диск,
   • 10.5.3. Динамограмма и ее интерпретация
   • 10.6. Эксплуатация скважин штанговыми насосами в осложненных условиях
   • 11. Эксплуатация скважин погружными центробежными электронасосами
   • 11.1. Общая схема установки погружного центробежного электронасоса
   • 11.2. Погружной насосный агрегат
   • 11.3. Элементы электрооборудования установки
   • Характеристика кабелей, применяемых для упцэн
   • 11.4. Установка пцэн специального назначения
   • 11.5. Определение глубины подвески пцэн
   • 11.6. Определение глубины подвески пцэн c помощью кривых распределения давления
   • 12. Гидропоршневые насосы
   • 12.1. Принцип действия гидропоршневого насоса
   • 12.2. Подача гпн и рабочее давление
   • 13. Погружные винтовые насосы
   • 14. Раздельная эксплуатация пластов одной скважиной
   • 14.1. Общие принципы
   • 14.2. Некоторые схемы оборудования скважин для раздельной эксплуатации пластов
   • 14.3. Раздельная закачка воды в два пласта через одну скважину
   • 15. Ремонт скважин
   • 15.1. Общие положения
   • Гидравлический разрыв пласта.
   • 15.2. Подъемные сооружения и механизмы для ремонта скважин
   • - Опоры мачты; 2 - пульт управления; 3 - барабан лебедки;
   • - Кулисный механизм для подъема мачты; 5 - опоры мачты в рабочем положении;
   • - Плашка; 6 - опроный фланец; 7 - водило; 8 - вал вилки включения маховика;
   • 15.3. Технология текущего ремонта скважин
   • 15.4. Капитальный ремонт скважин
   • 15.5. Новая технология ремонтных работ на скважинах
   • 15.6. Ликвидация скважин
   • 16. Эксплуатация газовых скважин
   • 16.1. Особенности конструкций газовых скважин
   • 16.2. Оборудование устья газовой скважины
   • 16.3. Подземное оборудование ствола газовых скважин при добыче природного газа различного состава
   • 16.4. Оборудование забоя газовых скважин
   • 16.5. Расчет внутреннего диаметра и глубины спуска колонны нкт в скважину
   • 16.5.1. Определение внутреннего диаметра колонны нкт
   • 16.5.2. Определение глубины спуска колонны нкт в скважину
   • 16.6. Способы и оборудование для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин
   • 16.7. Одновременная раздельная эксплуатация двух газовых пластов одной скважиной
   • 17. Системы промыслового сбора и подготовки нефти и природного газа
   • 17.1. Системы сбора скважинной продукции
   • 17.2. Промысловая подготовка нефти
   • 17.2.1. Дегазация
   • 17.2.2. Обезвоживание
   • 17.2.3. Обессоливание
   • 17.2.4. Стабилизация
   • 17.2.5. Установка комплексной подготовки нефти
   • 17.3. Системы промыслового сбора природного газа
   • 1, 9, 11, 12 - Насосы; 2,5 - теплообменники; 3 - отстойник; 4 - электродегидратор;
   • VIII- установка подготовки газа; гсп- групповой сборный пункт; цсп-
   • 17.4. Промысловая подготовка газа
   • 17.4.1. Очистка газа от механических примесей
   • 17.4.2. Осушка газа
   • 17.4.3. Очистка газа от сероводорода
   • 17.4.4. Очистка газа от углекислого газа
   • Список рекомендуемой литературы