- •Оглавление
- •Билет №1
- •Технологии освоения нефтедобывающих скважин.
- •2. Функции системы сбора и подготовки скважинной продукции.
- •3. Причины обводнения нефтедобывающих скважин.
- •Билет №2
- •Способы регулирования подачи и напора уэцн.
- •2. Основные элементы системы сбора скважинной продукции нефтяных месторождений.
- •3. Назначение системы поддержания пластового давления (ппд).
- •Билет №3
- •Способы регулирования подачи ушсн.
- •2. Схема двухтрубной системы сбора нефти.
- •3. Коэффициенты обводненности и водонасыщенности.
- •Билет №4
- •Технология проведения и назначение динамометрирование шсну.
- •2. Схема однотрубной системы сбора нефти.
- •3. Влияние анизотропии коллектора на образование конусов подошвенной воды.
- •Билет №5
- •1. Причины снижения загрузки погружного электродвигателя уэцн.
- •2. Система сбора и транспорта нефти в горной местности.
- •Область применения нефтедобывающих скважин с горизонтальными окончаниями
- •Билет №6
- •1. Методы подбора уэцн для нефтяных скважин.
- •2. Схема системы сбора нефти, газа и воды на морских месторождениях, расположенных вблизи от берега.
- •3. Основные законы фильтрации жидкости в пористой среде.
- •Билет №7
- •2. Схема системы сбора нефти, газа и воды на морских месторождениях, расположенных вдали от берега.
- •3. Особенности разработки трещиновато-поровых коллекторов.
- •Билет №8
- •Технологии предупреждения и удаления аспо в скважинах, оборудованных ушсн.
- •2. Принципиальная схема Спутника-а.
- •3. Площадные системы заводнения.
- •Билет №9
- •1. Область применения винтовых установок уэвн и ушвн.
- •Принципиальная схема Спутника-в.
- •Виды и назначение рядных систем
- •Билет №10
- •Методы борьбы с отложениями аспо в скважинах, оборудованных уэцн.
- •2. Классификация трубопроводов.
- •3. Основные виды внутриконтурного заводнения.
- •Билет №11
- •1. Показатели использования фонда скважин.
- •2. Определение потерь напора на трение для всех режимов течения жидкостей.
- •3. Источники пластовой энергии.
- •Билет №12
- •1. Виды гтм, применяемых на нагнетательных скважинах.
- •2. Графоаналитический метод определения пропускной способности трубопроводов.
- •3. Режимы эксплуатации залежей.
- •Билет №13
- •1. Виды несовершенства скважин и его учет.
- •2. Графоаналитический метод определения диаметра трубопровода.
- •3. Эксплуатация залежи в режиме растворенного газа.
- •Билет №14
- •1. Технология исследования нагнетательных скважин.
- •2. Методы определения оптимального диаметра трубопровода.
- •3. Разработка нефтяных залежей с газовой шапкой.
- •Билет №15
- •1. Методы снижения пусковых давлений газлифтных скважин.
- •2. Схемы газосборных коллекторов.
- •3. Виды неоднородности коллекторов.
- •Билет №16
- •Параметры, контролируемые при выводе скважины на режим.
- •2. Состав и структура солеотложений в системе сбора скважинной продукции.
- •3. Зоны разделы фаз в нефтегазовых залежах с краевыми водами.
- •Билет №17
- •Особенности насосной добычи нефтей с большим газосодержанием.
- •2. Методы удаления солеотложений в системе сбора скважинной продукции.
- •3. Методы определения кин
- •Билет №18
- •1. Коэффициент подачи ушсн.
- •2. Состав и классификация аспо в системе сбора скважинной продукции.
- •3. Критерии выбора объекта для проведения грп.
- •Билет №19
- •1. Газлифтная эксплуатация скважин.
- •2. Основные факторы образования аспо в системе сбора скважинной продукции.
- •3. Технологии регулирования разработки нефтяных месторождений.
- •Билет №20
- •1. Виды и технологии гидродинамических исследований скважин с уэцн.
- •2. Метода предотвращения и борьбы с аспо в системе сбора скважинной продукции.
- •3. Технология и назначение форсированных отборов из нефтяных пластов.
- •Билет №21
- •Коэффициент подачи ушсн.
- •2. Виды коррозии в системе сбора скважинной продукции.
- •3. Назначение и область применения потокоотклоняющих технологий (применение вус, гос и ос).
- •Билет №22
- •1. Оптимизация режимов работы уэцн.
- •2. Факторы коррозионного воздействия на трубопровод.
- •Минерализация воды
- •3. Методика определения технологической эффективности гтм.
- •Билет №23
- •1. Недостатки газлифтной эксплуатации.
- •2. Защита трубопроводов от внутренней коррозии.
- •3. Особенности разработки нефтяных месторождений с недонасыщенными коллекторами.
- •Билет №24
- •1. Достоинства газлифтной эксплуатации.
- •2. Защита трубопроводов от внешней коррозии. Схему заменить
- •3. Технология и область применения барьерного заводнения.
- •Билет №25
- •1. Методы регулирования работы скважин с шсну.
- •2. Основные факторы, вызывающие пульсацию и влияющие на их величину и частоту.
- •3. Особенности геологического строения нефтегазовых залежей (месторождений).
- •Билет №26
- •1. Назначение и технологии проведения кислотных обработок добывающих скважин.
- •2. Схема предварительного разгазирования нефти. Понятие сепарации и ступени сепарации.
- •3. Классификация месторождений по величине извлекаемых запасов.
- •Билет №27
- •1. Значение и технология гди.
- •2. Назначение сепараторов.
- •3. Технологии разработки многопластовых месторождений.
- •Билет №28
- •1. Технологии управления продуктивностью скважин.
- •Назначение методов и их общая характеристика
- •2. Классификация сепараторов.
- •2. По Коротаеву (отношению содержаний изо-бутана I-с4н10 к нормальному бутану n-c4h10)
- •C) по методу главных компонент
- •Билет №29
- •1. Методы обоснования способов эксплуатации скважин.
- •2. Определение эффективности работы сепаратора.
- •3. Технологии интенсификации разработки нефтяных месторождений.
- •Билет №30
- •1. Технологии освоения нагнетательных скважин.
- •2. Конструкция горизонтального сепаратора с упог.
- •3. Технологии регулирования разработки нефтяных месторождений.
- •Билет №31
- •1. Технологии вторичного вскрытия пластов.
- •Конструкция гидроциклонного сепаратора.
- •Категории запасов нефти
- •Билет №32
- •1. Методы интерпретации квд и определяемые по ним параметры. Исследование скважин при неустановившихся режимах
- •2. Конструкция совмещенной установки разделения скважиной продукции.
- •3. Характеристика и методы определения стадий разработки нефтяных месторождений.
- •Билет №33
- •1. Теплофизические методы воздействия на пзп. Термокислотные обработки
- •Тепловая обработка призабойной зоны скважины (пзс)
- •Термогазохимическое воздействие на призабойную зону скважины
- •2. Методика расчета количества газа, выделившегося по ступеням сепарации.
- •3. Классификация методов увеличения нефтеотдачи.
- •Билет №34
- •1. Технология приобщения пластов.
- •2. Скорость осаждения при ламинарном режиме осаждения.
- •3. Последовательность разработки и назначение проектных документов на разработку нефтяных месторождений.
- •Билет №35
- •1. Назначение, технология проведения и интерпретация результатов гидропрослушивания.
- •2. Схема глобул воды в нефти. Типы эмульсий.
- •3. Назначение и технология проведения трассерных исследований нефтяных скважин.
- •Билет № 36
- •Схемы оборудования устья добывающих скважин.
- •Классификация эмульсий в зависимости от плотности сред и содержания парафинов, смол и асфальтенов.
- •Методы подсчета запасов нефти и растворенного газа.
- •Билет №37
- •Причины разрушения прискважинной зоны пласта при добычи нефти.
- •Технологии дегазации нефти.
- •Особенности разработки нефтяных месторождений на завершающей стадии. Билет №38
- •Основные причины выхода из строя уэцн и методы борьбы с ними.
- •Факторы, влияющие на образование эмульсий.
- •3. Технологии совместной разработки многопластовых месторождений.
- •Билет №39
- •Виды и условия фонтанирования скважин.
- •Предотвращение образования стойких эмульсий.
- •Особенности разработки низкопроницаемых и неоднородных коллекторов. Билет №40
- •Мероприятия по предупреждению образования солеотложений при эксплуатации скважин.
- •Основные методы разрушение эмульсий.
- •3. Технологии выработки остаточных запасов нефти.
- •Билет №41
- •Назначение мини-грп.
- •Технологии применения пав в качестве деэмульгаторов.
- •Задачи геофизических методов контроля за разработкой нефтяных месторождений.
- •Билет №42
- •Этапы проведения грп.
- •Внутритрубная деэмульсация нефти.
- •Технологии разработки месторождений при анпд и авпд.
- •Классификация плунжерных глубинных насосов.
- •Принципиальная схема гравитационного осаждения.
- •Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений.
- •1).Задачи промысловых методов.
- •2).Задачи геофизических методов контроля:
- •3).Задачи гидродинамических методов контроля:
- •4). Задачи физико-химических методов:
- •Билет №44
- •Основные способы заканчивания скважин.
- •Установка термической подготовки нефти. Схему заменить
- •Особенности разработки месторождений высоковязких нефтей.
- •Билет №45
- •Влияние газа на работу шсну и методы его снижения.
- •Установка комплексной подготовки нефти. Схему заменить
- •Основные теории фильтрации жидкости в пористой среде. Линейная фильтрация нефти и газа в пористой среде
- •Радиальная фильтрация нефти и газа в пористой среде
- •Оценка проницаемости пласта, состоящего из нескольких пропластков различной проницаемости
- •Билет №46
- •Назначение и технология проведения термометрических исследований скважин.
- •Принципиальные схемы отстойных аппаратов различного типа.
- •Категории скважин.
- •Периодическая эксплуатация уэцн.
- •Методы определения исходных параметров залежи для гидродинамических расчетов. Билет №48
- •Ликвидация скважин.
- •Билет №49
- •Билет №50
- •2. Схемы совмещенных аппаратов. Схему заменить
- •3. Прогнозирование показателей разработки по фактическим данным с помощью характеристик вытеснения.
- •Билет №51
- •1. Схема уэцн и назначение узлов.
- •2. Схема расположения оборудования на наземном вертикальном цилиндрическом резервуаре.
- •3. Постоянно-действующие гидродинамические модели.
- •Билет №52
- •1. Причины и технологии консервации скважин.
- •2. Схема работы гидравлического предохранительного клапана и устройство дыхательного клапана.
- •3. Правовые условия разработки нефтяных месторождений. Билет №53
- •Классификация методов интенсификации притока.
- •2. Огневой предохранитель. Устройство и принцип действия.
- •3. Основные типы нефтегазовых залежей.
- •Билет №54
- •1. Осложнения, возникающие при работе скважин, оборудованных шсну.
- •2. Методы снижения потерь углеводородов при испарении нефти в резервуарах.
- •3. Функция Бакли-Леверетта. Расчет непоршневого вытеснения нефти водой.
- •Билет №55
- •Причины снижения производительности уэцн.
- •Типы моделей пластов (объектов разработки).
- •Билет №56
- •Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин.
- •Назначение установок подготовки воды упсв.
- •Закачка в пласт водных растворов пав, полимеров, щелочей, кислот, мицеллярных растворов.
- •Билет №57
- •Системы защиты уэцн от солеотложений.
- •Термические методы увеличения нефтеотдачи.
- •Билет №58
- •Регулирование работы фонтанных скважин.
- •Методы подсчета запасов нефтяного месторождения.
- •Билет №59
- •1. Способы эксплуатации скважин на завершающей стадии разработки месторождений.
- •2. Схемы водозаборов.
- •3. Методы утилизации попутного нефтяного газа. Билет №60
- •1. Движение газожидкостных смесей в вертикальных трубах.
- •2. Схема улавливания легких фракций углеводородов.
- •3. Особенности разработки нефтяных оторочек.
Классификация плунжерных глубинных насосов.
В нефтяной промышленности плунжерные глубинные насосы можно классифицировать по целому ряду признаков:
- по диаметру плунжера, мм: 27 (29); 32; 38; 44; 57; 70; 95;
- исполнению: вставные и невставные;
- вставные насосы подразделяются по типу замкового соединения и его расположению на насосе (верхнее или нижнее), а также насосы с встроенным клапаном отсекателем;
- плунжерные насосы, в зависимости от свойств флюида пласта, выпускают с различными группами «посадок» (зазор между плунжером и цилиндром) Fit 1; Fit2; Fit 3, а также с нормальным или увеличенным проходом седел клапанных узлов;
- заводы –изготовители (по требованию заказчика) выпускают плунжеры в гладком, желобчатом или винтовом исполнении, при этом наружная поверхность плунжера для повышения износостойкости может иметь специальное покрытие хромом или иметь напыление порошком с твердым износостойким составом с последующей термо-механической обработкой поверхности;
- внутренняя поверхность цилиндров плунжерных насосов подвергается покрытию твердым хромом или подвергается азотированию с последующей термической обработкой;
- клапанные узлы имеет различное исполнение: из нержавеющей стали, из сплавов типа ВК, керамические;
- плунжерные насосы выпускают с различной длиной хода плунжера: от 2-х до 6м.
- возвратно- поступательное движение плунжера обеспечивается насосными штангами, а также (экспериментально) ленточной или тросовой сцепкой.
Особую группу плунжерных насосов занимает летающий плунжер. Его движение по колонне насосно-компрессорных труб осуществляется за счет энергии газа (флюида пласта).
Принципиальная схема гравитационного осаждения.
Рассмотрим на примере: Горизонтальный сепаратор. На рис. приведены общий вид и разрез горизонтального сепаратора, в котором частицы жидкости оседают под действием как гравитационных, так и инерционных сил. Этот сепаратор работает следующим образом.
Рис.. Общий вид и разрез горизонтального сепаратора: 1 – ввод газонефтяной смеси; 2 – диспергатор; 3 – наклонные плоскости; 4 – жалюзийная насадка-каплеуловитель; 5 – перегородка для выравнивания потока газа; 6 – выход газа; 7 – люк; 8 – регулятор уровня; 9 – поплавковый уровнедержатель; 10 – сброс грязи; 11 – перегородка для предотвращения прорыва газа; 12 – сливная трубка
Нефтегазовая смесь, подаваемая в патрубок 1, вначале попадает в диспергатор газа 2, где происходит дробление (диспергирование) нефтегазовой смеси. Диспергирование нефти приводит к существенному увеличению поверхности контакта нефть-газ, в результате чего происходит интенсивное выделение газа из нефти. Однако глубокое отделение газа от нефти получается в том случае, когда выделившийся в трубопроводе газ отделяется от нефти до подхода к сепаратору. После диспергатора из газа под действием гравитационных сил значительная часть капельной нефти оседает на наклонные плоскости 3, а незначительная часть ее в виде мельчайших капелек уносится основным потоком газа. Для изменения структуры потока наклонные плоскости следует выполнять с уступами (порогами), способствующими выделению газа из жидкости.
Основной поток газа вместе с мельчайшими частицами нефти, не успевшими осесть под действием силы тяжести, встречает на своем пути жалюзийную насадку 4, в которой происходят "захват" (прилипание) капелек жидкости и дополнительное отделение их от газа; при этом образуется пленка, стекающая в поддон, из которого по трубе 12 она попадает под уровень жидкости, в сепараторе.
На рис.3.7. в верхней части сепаратора показана в увеличенном размере капелька К и действующие на нее силы, а в нижней части сепаратора – увеличенный пузырек газа П и также силы, действующие на него.
Осаждение частиц жидкости в гравитационном сепараторе происходит в основном по двум причинам.
1- Резкое снижение скорости газового потока.
2- разность плотностей газовой и жидкой фазы
Для эффективной сепарации необходимо, чтобы скорость движения газового потока была меньше скорости осаждения
ωг<ωчастиц
При расчете принимаются следующие допущения
1
-
Частица жидкости имеет форму шара на
который действуют две силы
R
mg
2
-
На движение частицы не оказывает влияние
другие частицы
3-Сила сопротивления уравновешивает силу тяжести и частица движется с постоянной скоростью осаждения
Режим движения частицы
1- Re < 2 –Ламинарный режим осаждения Сам эффективный режим
ωч= |
dч2(ρч-ρс)g |
18μc |
