Билет 4.

1.Область применения нефтедобывающих скважин с горизонтальными окончаниями.

Они позволяют решить ряд важных проблем разработки таких месторождений, в первую очередь, проблему интенсификации возможностей добычи продуктивных пластов (необходимо повышение темпов отбора нефти или газа и увеличение нефтеотдачи).

В настоящее время горизонтальные скважины оказались наиболее перспективным методом интенсификации добычи нефти и достижения наиболее полного ее извлечения. Особенно актуальны такие скважины для месторождений со сложным строением, а также для месторождений, находящихся в поздней стадии разработки.

2.Глушение скважин, технология, область применения.

Под глушением скважины понимается комплекс работ по замене скважинной жидкости на жидкость глушения, направленных на прекращение притока жидкости из пласта.

При глушении скважины основной задачей является выбор жидкости глушения и ее физические и химические параметры. Жидкость глушения должна обеспечить надежное противодавление на продуктивный пласт, не допускающее появление нефтегазоводопроявлений и сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта с целью последующего быстрого освоения. Основными компонентами жидкости глушения являются:

- соли – для снижения интенсивности набухания глин;

- полимеры и гидрофобизирующие ПАВ – повышение вязкости и снижение фазовой проницаемости по воде для предотвращения поглощения жидкости;

- твердая дисперсная кислоторастворимая фаза (напр. Мел)– тоже, только для высокопроницаемых коллекторов.

- ингибиторы коррозии и ингибиторы солеотложения.

Плотность жидкости подбирается таким образом, чтобы забойное давление на 5-10% превышало пластовое.

Глушение скважин может производиться прямым и обратным способом. При прямом способе, жидкость глушения закачивается через НКТ, при обратном - в затрубное пространство.

Процесс глушения (в пределах одного цикла) должен быть непрерывным.

В скважинах с низкой приемистостью пластов глушение производят в два этапа. Вначале жидкость глушения замещают до глубины установки насоса, а затем через расчетное время повторяют глушение. Расчетное время Т определяют по формуле Т = H/v, где Н — расстояние от приема насоса до забоя скважины, м; v — скорость замещения жидкостей, м/с

Признаком окончания глушения скважины является соответствие плотности жидкости, выходящей из скважины плотности жидкости глушения, при этом объем прокаченной жидкости глушения должен быть не менее расчетной величины.

3.Конструкция гидроциклонного сепаратора.

1 – емкость сборная.2 –входящий патрубок с циклонным элементом.3 –циклонный элемент.4 – наклонные полки (плоскости).5 – каплеотбойник.

Билет 5