Комплект оценочных средств для проведения экзамена по 01.02.01. "Способы эксплуатации нефтяных и газовых месторождений"

Условия проведения экзамена

1. Место (время) проведения экзамена : аудитория № 2 «Эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, повышения нефтеотдачи пластов и капитального ремонта скважин»

2. Экзамен по 01.02.01 «Способы эксплуатации нефтяных и газовых месторождений» проводится по расписанию, утвержденному директором, по билетам в форме собеседования.

3. Все вопросы компелируются в билеты.

4. В каждом билете: количество экзаменационных заданий-2. В первом задании два теоретических вопроса, во втором-одна задача.

5. Время на подготовку - 20-25 минут для 1 студента

6. Время для ответа - 5-7 минут для 1 студента

7.Оценивается каждый из заданий в билете по 5-балльной шкале. Итоговая оценка по билету складывается как среднеарифметическое по 2 вопросам и задаче, и заносится в экзаменационную ведомость и зачетную книжку студента. В случае неудовлетворительной оценки студент сдает экзамен повторно в присутствии комиссии.

8. Во время проведения экзамена в аудитории могут находиться не более 5 экзаменующихся.

9. На экзамене разрешается использование справочной литературы при решении задач

10. На экзамене запрещается: пользование вспомогательными средствами (телефон, интерет и т.п.); разговоры с другими экзаменующимися.

Критерии оценки экзамена

"Отлично" - за глубокое и полное овладение содержанием учебного материала, в котором студент легко ориентируется,

владение понятийным аппаратом, применение полученных знаний при решении задач

"Хорошо" - если студент полно освоил учебный материал, владеет понятийным аппаратом, ориентируется в изученном материале, но допускает незначительные ошибки.

"Удовлетворительно" - студент обнаруживает знания и понимание основных положений учебного материала, но излагает его беспорядочно и неуверенно, применить к решению задач не может

"Неудовлетворительно" - имеет разрозненные, бессистемные знания, не знает определения понятий, не умеет решать задачи

Перечень экзаменационных вопросов:

1.Уравнение притока и определение дебита скважины.

2.Оптимальный и потенциальный дебиты скважин.

3.Виды гидродинамического несовершенства скважин. Коэффициент гидродинамического

несовершенства скважины.

4.Вскрытие нефтяных и газовых пластов

5. Оборудование забоев скважин.

6. Оборудование устья скважины (колонная головка).

7. Освоение скважин. Методы освоения нефтяных скважин.

8. Условия, причины и типы фонтанирования.

9. Подъем жидкости за счет энергии гидростатического напора

10. Механизм движения газонефтяной смеси по вертикальным трубам.

11.Определение длины и диаметра фонтанного лифта.

12. Оборудование устья фонтанных скважин

13.Классификация фонтанной арматуры по ГОСТ

14. Регулирование работы фонтанной скважины. Дроссели, их конструкция.
15.Особенности исследования фонтанных скважин. Установление технологического режима работы скважин на основе результатов исследования

16.Меры борьбы с отложениями парафина, солей и коррозией.

17.Борьба с песком, пульсацией, скоплением воды на забое

18.Автоматизация фонтанных скважин

19.Область применения газлифтного способа добычи нефти. Преимущества и недостатки

20. Принцип работы компрессорного подъемника (газлифта).

21.Системы и конструкции компрессорных подъемников.

22. Оборудование устья газлифтных скважин.

23.Компрессорный и бескомпрессорный газлифт, технологическая схема.

24.Пуск газлифтных скважин в эксплуатацию

25.Методы снижения пусковых давлений.

26.Пусковые и рабочие клапаны

27. Расчет компрессорного подъемника

28.Требования к подготовке газа для газлифтной эксплуатации.

29.Системы распределения газа по скважинам

30.Компрессорное хозяйство на промыслах

31.Исследование газлифтных скважин.

32.Установление режима работы газлифтной скважины на основании результатов исследования.

33. Неполадки при эксплуатации газлифтных скважин

34.Периодическая эксплуатация компрессорных скважин.

35.Схема работы штанговой скважинной насосной установки (ШСНУ).

36.Подбор штангового насоса для оптимального отбора жидкости

37.Насосные штанги.

38.Оборудование устья насосных скважин.

39. Индивидуальный привод штангового насоса.

40.Регулирование длины хода сальникового штока и числа качаний в балансирных и безбалансирных станках-качалках. 41.Применение цепных приводов УШСН в добыче нефти

42.Уравновешивание станка-качалки.

43. Определение нагрузок на штанги и станок-качалку.

44.Выбор электродвигателя станков-качалок.

45. Подача штанговых скважинных установок.

46.Факторы, влияющие на подачу штангового скважинного насоса

47.Борьба с вредным влиянием на работу штангового насоса газа и песка.

48.Эксплуатация скважин, осложненных образованием АСПО, высоковязкой эмульсией, солями.

49.Эксплуатация наклонных и искривленных скважин.

50.Периодическая эксплуатация малодебитных скважин.

51.Измерение нагрузок на штанги и исследование работы штангового насоса (динамометрирование).

52. Измерение уровня жидкости в скважине (эхометрия, волнометрия).

53.Схема установки погружных электрических центробежных насосов (УЭЦНМ), область их применения.

54.Основные, узлы установки ЭЦН и их назначение

55. Классификация УЭЦНМ, по напору, подаче, габариту и исполнению.

56. Методика подбора УЭЦНМ для скважин.

57. Оборудование устья скважин, оборудованных УЭЦН

58. Монтаж и эксплуатация УЭЦНМ.

59.Контроль параметров работы установки в процессе эксплуатации.

60.Пуск установки ЭЦНМ и вывод ее на режим после подземного ремонта.

61.Влияние газа на работу УЭЦНМ и применение газосепараторов, снижающих влияние газа

62.Винтовые насосы для добычи вязкой нефти: устройство, принцип действия, достоинства и недостатки.

63. Гидропоршневые насосы для добычи вязкой нефти: устройство, принцип действия, достоинства и недостатки

64. Диафрагменные насосы для добычи вязкой нефти: устройство, принцип действия, достоинства и недостатки

65. Особенности конструкции и оборудования газовых скважин.

66.Внутрискважинное оборудование газовых скважин.

67.Гидратообразование, предупреждение гидратообразований.

68.Расчет лифта для газовых скважин.

69.Исследование газовых скважин. Установление режима работы газовой скважины.

70.Сущность одновременно-раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной.

71. Оборудование для раздельной эксплуатации двух пластов по схемам: фонтан-фонтан,

72.Оборудование для раздельной эксплуатации двух пластов по схемам :насос-насос

73. Гидротехнические сооружения, возводимые на море.

74. Особенности эксплуатации скважин в условиях моря, болот и затопляемых территорий

75.Назначение и классификация методов увеличения проницаемости призабойной зоны скважины.

76.Обработка скважин соляной кислотой.

77.Реагенты, применяемые при солянокислотной обработке, их назначение и характеристики.

78. Виды кислотных обработок

79. Технология солянокислотной обработки.

80. Термокислотная обработка скважин

81.Гидравлический разрыв пласта, его сущность, область применения, схема проведения.

82.Гидропескоструйная перфорация, применяемое оборудование и схема процесса.

83.Виброобработка скважин.

84Термические методы воздействия на призабойную зону скважин.

85.Закачка в скважину поверхностно-активных веществ.

86.Комплексные методы воздействий на призабойную зону скважин.

Экзаменационные задачи

Критерии оценки: задача решена верно, если правильно выбраны формулы, ответы совпадают с эталоном или имеют незначительные погрешности; указаны единицы измерения параметров

Решите задачу с открытым ответом, запишите решение

Задача 1.

Рассчитать коэффициент продуктивности нефтяной скважины. Исходные данные :

Коэффициент проницаемости пласта k = 0,5∙10^-12 м²

Эффективная мощность пласта h_эф = 12м

Плотность нефти ρ_н = 0,9т/м³

Динамическая вязкость нефти μ_н = 3мПа∙с

Коэффициент гидродинамического несовершенства φ = 0,36

Объемный коэффициент нефти в = 1,2

Пластовое давление P_пл = 14,5МПа

Забойное давление P_з = 8,4МПа

Радиус контура питания R_к = 500м

Радиус скважины r_с = 0,124м

Задача 2.

Рассчитать приведенный радиус, дебит несовершенной по степени и характеру скважины, коэффициент гидродинамического несовершенства скважины. Исходные данные:

Дебит совершенной скважины Q_c = 100м3/сут

Радиус контура питания R_к = 400м

Диаметр скважины по долоту D = 0,25м

Коэффициент дополнительных фильтрационных сопротивлений С=14,15

Задача 3.

Определите дебит газовой скважины. Исходные данные :

Коэффициент проницаемости пласта k=0,7∙10^-12 м²

Эффективная мощность пласта h_эф = 11м

Вязкость газа μ_г=1 мПа∙с

Пластовое давление P_пл =9,1 МПа

Забойное давление P_з =7,3МПа

Радиус контура питания R_к =400м

Радиус скважины r_{с =} 0,124 м

Задача 4.

Рассчитайте плотность промывочной жидкости при освоении скважины методом замены жидкости.

Пластовое давление P_пл = 18МПа

Минимально-допустимая депрессия на забое P_min = 2МПа

Расстояние от устья до верхних отверстий фильтра H_ф = 1450м

Задача 5.

Рассчитать диаметр фонтанного подъемника при работе скважины на оптимальном режиме

Глубина скважины L_c = 1300м

Коэффициент продуктивности К = 52т/(сут∙МПа)

Текущее пластовое давление P_пл.т = 12,7МПа

Давление насыщения P_нас = 10МПа

Минимальное возможное забойное давление P_з = P_нас

Средняя плотность нефти при движении ее в подъемнике ρ_н = 792кг/м³

Давление на устье скважины P_у = 1,2МПа

Задача 6.

Определить оптимальный диаметр фонтанного подъёмника для конечных условий фонтанирования. Исходные данные:

Внутренний диаметр эксплуатационной колонны D=0,15 м

Подъёмные трубы спущены до верхних отверстий фильтра H_c=2000 м

Конечный дебит скважины Q_к=90 т/сут

Начальный газовый фактор G_н=500м³/т

Абсолютное конечное забойное давление Р_бк=12,5 МПа

Абсолютное конечное давление на устье Р_ук=0,5 МПа

Задача 7.

Определить длину компрессорного подъёмника для скважины, работающей с ограниченным отбором жидкости.

Исходные данные:

Глубина скважины L_c=1320 м

Коэффициент продуктивности скважины k=80т/сут∙МПа

Плотность нефти ρ_н=900кг/м³

Пластовое давление Р_пл=5 МПа

Максимально допустимая депрессия ΔР=1,2МПа

Средняя плотность смеси нефти и газа между забоем и башмаком

труб ρ_с =871 кг/м³

Рабочее давление Р_р=2,85 МПа

Задача 8.

Определить диаметр компрессорного подъёмника по Крылову для скважины, работающей с ограниченным отбором жидкости. Исходные данные:

Компрессорные трубы спущены в скважину на глубину Нс=1163м

Допускаемый отбор жидкости Q=96 т/сут

Плотность нефти ρ_н=900кг/м³

Давление у башмака подъёмника Рб=2,45МПа

Абсолютное давление на устье Р_у=0,12 МПа

Задача 9.

Определите потребный расход газа для газлифтной скважины, работающей с ограниченным отбором жидкости. Исходные данные:

Допускаемый отбор нефти Q_доп=96 т/сут

Длина подъёмника Н_с=1163м

Относительное погружение подъёмных труб=

Внутренний диаметр подъёмника d_вн=62мм

Коэффициент растворимости газа в нефти α=51/МПа

Газовый фактор G=30м³/т

Давление у башмака подъёмника Рб=2,45МПа

Давление на устье Р_у=0,12МПа

Задача 10 .

Рассчитать оптимальный и максимальный дебиты скважины для следующих условий:

Глубина спуска подъёмника L=1700м

Давление у башмака подъёмника Р_б=8,7МПа

Давление на устье скважины Р_у=0,5МПа

Условный диаметр подъёмника d=60мм→d_вн=50,3мм

Плотности жидкости ρ_ж=890 кг/м³

Задача 11.

Определите коэффициент подачи ШСНУ. Исходные данные:

Фактическая подача насоса Q_ф=6,9т/сут

Длина хода головки балансира S=1,2м

Число качаний в минуту n=5

Плотность добываемой жидкости ρ=890кг/м³

Диаметр плунжера d=38мм

Задача 12.

Определите теоретическую и фактическую подачу ШСНУ. Исходные данные:

Диаметр плунжера D=55мм

Длина хода головки балансира S=1,2м

Число качаний в минуту n=6

Относительная плотность жидкости ρ=900 кг/м³

Коэффициент подачи насосной установки α_п=0,7

Задача 13.

Подобрать тип станка качалки для эксплуатации скважин. Вы можете воспользоваться справочником.

Исходные данные:

Пластовое давление Р_пл=18,2МПа

Забойное давление Р_з=9,4МПа

Коэффициент продуктивности скважины k=3,0т/сут∙МПа

Глубина подвески насоса L_н =1091м

Задача 14.

Подобрать тип и диаметр штангового насоса. Вы можете воспользоваться справочником.

Исходные данные:

Фактический дебит скважины Q_ф=26,4 т/сут

Забойное давление Р_з=9,4МПа

Коэффициент продуктивности скважины k=3,0т/сут∙МПа

Глубина скважины Н=1900м

Плотность смеси (пластовой жидкости) ρ_см=900кг/м³

Давление насыщения Р_нас=7,5МПа

Задача 15.

Рассчитать фактический дебит скважины и глубину оптимальную глубину спуска штангового насоса.

Исходные данные:

Пластовое давление Р_пл=18,2МПа

Забойное давление Р_з=9,4МПа

Коэффициент продуктивности скважины k=3,0т/сут∙МПа

Глубина скважины Н=1900м

Плотность смеси (пластовой жидкости) ρ_см=900кг/м³

Давление насыщения Р_нас=7,5МПа

Задача 16.

Определить по динамограмме работы глубинного штангового насоса максимальное напряжение в верхней штанге. Исходные данные:

масштаб усилий динамографа составляет 800Н на одно деление 100%-ной шкалы(1%),

масштаб хода равен 1:30

площадь поперечного сечения верхней штанги f_ш=3,8 см² ( d_ш= 22мм).

Рисунок 1. Динамограмма работы штангового насоса

Задача 17.

Определить по динамограмме работы глубинного штангового насоса потерю хода плунжера и коэффициент подачи насосной установки. Исходные данные:

масштаб усилий динамографа составляет 800Н на одно деление 100%-ной шкалы(1%), масштаб хода равен 1:30, f_ш=3,8 см² ( d_ш= 22мм).

Рисунок 1. Динамограмма работы штангового насоса

Задача18.

Определить по динамограмме работы глубинного штангового насоса максимальную и минимальную нагрузки на сальниковый шток, амплитуду колебаний нагрузки

Исходные данные:

масштаб усилий динамографа составляет 800Н на одно деление 100%-ной шкалы(1%) масштаб хода равен 1:30

Рисунок 1. Динамограмма работы штангового насоса

Задача 19.

Рассчитать оптимальное давление на приеме электроцентробежного насоса. Исходные данные:

1. Давление насыщения = 9,9 МПа

2. Пластовая температура = 38 °C

3. Вязкость нефти в пластовых условиях = 3,9 мПа∙с

4. Вязкость дегазированной нефти при температуре 38 °C = 8,4 мПа∙с

5. Обводненность продукции В = 0,25

Задача 20.

Рассчитать допускаемое давление на приеме электроцентробежного насоса. Исходные данные:

1. Давление насыщения = 9,9 МПа

2. Пластовая температура = 38 °C

3. Вязкость нефти в пластовых условиях = 3,9 мПа∙с

4. Вязкость дегазированной нефти при температуре 38 °C = 8,4 мПа∙с

5. Обводненность продукции В = 0,25

Задача 21.

Рассчитать предельное давление на приеме электроцентробежного насоса. Исходные данные:

1. Давление насыщения = 9,9 МПа

2. Пластовая температура = 38 °C

3. Вязкость нефти в пластовых условиях = 3,9 мПа∙с

4. Вязкость дегазированной нефти при температуре 38 °C = 8,4 мПа∙с

5. Обводненность продукции В = 0,25

Задача 22.

Рассчитать коэффициент сепарации для приема ЭЦ. Исходные данные:

1. Внутренний диаметр скважины = 0,1503 м

2. Условный диаметр НКТ для ЭЦН d = 0,114 м

3. Дебит жидкости в условиях приема ЭЦН = 210 /сут

4. Расчеты провести для обводненной продукции = 0,152

5. Объемный коэффициент нефти = 1,165

6. Относительная скорость газовых пузырьков ω = 0,02 м/с

Задача 23.

Определить оптимальную глубину спуска электроцентробежного насоса.

Исходные данные:

Динамический уровень = 200 м

Затрубное давление = 1 МПа

Средняя плотность нефти = 848 кг/

Давление на приеме насоса = 4,7 МПа

Задача 24.

Скорректировать паспортную характеристику погружного центробежного насоса.

Исходные данные:

ЭЦН 5А-360-600, основные паспортные параметры которого при работе на оптимальном режиме следующие: = 360/сут; = 570 м; = 0,59. Основные параметры по паспортной характеристике данного насоса следующие:

Подача , /сут

100

200

300

400

500

Напор H, м

820

747

643

485

195

КПД η

0,21

0,40

0,54

0,59

0,35

Задача 25.

Рассчитать диаметр подъемника для газовой скважины, если в продукции скважины имеются твердые частицы. Исходные данные:

Диаметр твердых частиц = 0,002 м, а = 1,4 ∙ Па∙с,

Плотность твердых частиц = 2400 кг/

Глубина скважины 2500 м

Плотность газа в скважине = 1,06 кг/

Температура на забое скважины = 337 К

а = 0,6439 ∙ , в = 2,139 ∙

Забойное давление = 39,03 МПа

Дебит скважины = 1,15 ∙ тыс./сут

= 0,811

Задача 26.

Рассчитать диаметр подъемника, если в продукции газовой скважины содержится жидкая фаза. Исходные данные:

Глубина скважины 2500 м

Плотность газа в скважине = 1,06 кг/

Температура на забое скважины = 337 К

а = 0,6439 ∙ , в = 2,139 ∙

Забойное давление = 39,03 МПа

Дебит скважины = 1,15∙ тыс./сут

= 0,811

Задача 27.

Рассчитать минимальный дебит обводненной газовой скважины без образования на забое водяной пробки. Исходные данные:

= 0,062 м; = 16 МПа; = 330 К; = 0,83

Задача 28.

Определить максимально возможный дебит газовой скважины при отборе газа через фонтанные трубы.

Исходные данные:

Диаметр фонтанных труб d = 62 мм

Глубина скважины Н = 1000 м

Забойное давление = 10 МПа

Температура газа на устье Т = 300 К

Универсальная газовая постоянная R =51,5

Задача 29.

Определить максимально возможный дебит газовой скважины при отборе газа через обсадную колонну.

Исходные данные:

Диаметр обсадной колонны D = 127 мм

Глубина скважины Н = 1000 м

Забойное давление = 10 МПа

Температура газа на устье Т = 300 К

Универсальная газовая постоянная R = 51,5

Задача 30.

Рассчитать для газовой скважины диаметр штуцера. Исходные данные:

дебит скважины

Q = 250000 /сут, а давление на устье = 9 МПа

µ = 0,96 - коэффициент расхода