- •1 Физико-химические свойства нефти, её состав и качественная характеристика.
- •2 Пластовый нефтяной газ, его состав и физические свойства. Понятие о газовом факторе и давлении насыщения.
- •3 Физико-химические свойства пластовых вод.
- •4 Основные понятия о природных коллекторах нефти и газа. Физико-химические свойства коллекторов: пористость, проницаемость, удельная поверхность.
- •5 Режимы нефтяных залежей: водонапорный, газонапорны1, гравитационный, комбинированный.
- •6 Давление и температура в недрах земной коры. Понятие о геотермической ступени. Давление и температура в нефтяных и газовых скважинах.
- •7 Понятие о выделении эксплуатационных объектов. Базисные возвратные объекты.
- •8 Понятие о системе разработки нефтяных и газовых месторождений. Условия выбора системы разработки месторождений. Понятие о коэффициенте нефтеизвлечения.
- •9 Система разработки месторождений с воздействием на пласт. Основные методы воздействия на пласт.
- •10 Сущность добычи нефти скважинными с боковой зарезкой ствола. Достоинства и недостатки.
- •11 Основные принципы проектирования разработки месторождений нефти и газа.
- •12 Добыча нефти горизонтальными скважинами. Достоинства и недостатки в сравнении с добычей вертикальными скважинами.
- •13 Стадии разработки залежей нефти и газа и их характеристики.
- •14 Область применения газлифтного способа добычи нефти. Преимущества и недостатки.
- •15.16 Понятие о регулировании разработки месторождений. Методы регулирования.
- •17 Особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений.
- •18 Условия притока нефти к скважинам. Понятие о коэффициенте продуктивности.
- •19 Классификация методов заводнений. Понятие о законтурном, внутриконтурном, приконтурном заводнении. Очаговое и площадное заводнения.
- •20 Технология импульсно-дозированного воздействия на пласт с паузой (идтвп) и особенности её применения. Эффективность в сравнении с аналогами.
- •21 Освоение нефтяных скважин. Способы вызова притока жидкости к забою скважин.
- •22 Способы и методы увеличения проницаемости призабойной зоны пласта и продуктивности скважин. Выбор способов воздействия на пзп.
- •23 Кислотные обработки скважин и их разновидности. Цели обработок.
- •24 Полимерное воздействие на пласт. Технология холоднополимерного (хвп) и термополимерного воздействия. Эффективность методов.
- •25 Целесообразность и условия применения раздельной эксплуатации нескольких пластов в одной скважине.
- •26 Периодическая эксплуатация малодебитных скважин
- •27 Сущность тепловых методов воздействия на пласт. Особенности выбора теплоносителя.
- •28 Методы увеличения нефтеотдачи пластов, их классификация и отличительные особенности.
- •29 Технология повышения нефтеотдачи методом теплоциклического воздействия на пласт и эффективность его применения.
- •30 Пластовая энергия, силы движения и сопротивления, действующие в залежах нефти и газа.
- •31 Методы птв и вгв. Условия, эффективность и ограничения по их применению.
- •32 Сущность, технология и оборудование для проведения гидроразрыва пласта.
- •33 Тепловые методы прогрева призабойной зоны пласта скважин.
- •34 Понятие о плотности сетки скважин. От каких факторов зависит выбор сетки скважин.
- •35 Конструкция скважин. Основные требования к конструкции скважин.
- •36 Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин. Подъём газожидкостных смесей по вертикальным трубам. Условия фонтанирования.
- •37 Регулировка работы фонтанной скважины.
- •38 Оборудование устья фонтанных скважин. Обвязка фонтанных скважин с выкидной линией.
- •39 Добыча нефти штанговыми насосами. Схема работы штанговой насосной установки. Коэффициент наполнения и подачи штангового насоса.
- •40 Штанговые глубинные насосы, их виды и размерный ряд. Основные узлы и детали.
- •41 Исследование насосных скважин. Измерение пластового давления, уровней и нагрузок штанги.
- •42 Насосные штанги. Маркировка и характеристика штанг.
- •43 Насосно-компрессорные трубы и их значение.
- •44 Станки-качалки и их устройство. Размерный ряд станков-качалок, их выбор по грузоподъёмности.
- •45 Газлифтная эксплуатация скважин. Однорядные и двухрядные подъёмники.
- •46 Эксплуатация скважин электроцентробежными погружными насосами. Основные узлы уэцн и их названия.
- •47 Оборудование устья скважин с электропогружным насосом. Монтаж и эксплуатация уэцн.
- •48 Оборудование устья насосных скважин.
- •49 Основные сведения о винтовых насосах для добычи высоковязких нефтей.
- •50 Оборудование устья нефтяных скважин. Назначение колонной головки.
- •51 Технология и оборудование для проведения кислотных обработок скважин.
- •52 Борьба с отложениями парафина при эксплуатации скважин штанговыми насосами.
- •53 Осложнения при эксплуатации скважин штанговыми насосами.
- •54 Причины и факторы снижения проницаемости призабойной зоны пласта.
- •55 Осложнения в работе фонтанных скважин. Методы борьбы с отложениями парафина, смол, солей, очистка от песчаных пробок.
- •56 Виды транспорта нефти и их сравнительная эффективность.
- •57 Технология схемы подготовки нефти и газа. Оборудование для обезвоживания и обессоливания нефти. Показатели качества товарной нефти.
- •58 Внутрипромысловые схемы сбора, транспорта нефти и газа. Классификация трубопроводов.
- •59 Открытый и закрытый забой скважин. Цементирования скважин.
- •60 Перфорация скважин. Виды перфораций и их сравнительная характеристика.
- •61 Понятие о заканчивании скважин. Основные требования к заканчиванию в строительстве скважин.
- •62 Агрегаты и оборудование для производства крс и прс.
- •63 Сущность, технология и оборудование для щелевой разгрузки пласта. Комбинированные методы воздействия на пзп.
- •64 Принципиальные схемы и оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации двух и более пластов в одной скважине. Критерии выбора схем орэ. Особенности эксплуатации скважин.
- •65 Внутрипластовое горение.
- •66 Обработка скважин оксидатом.
51 Технология и оборудование для проведения кислотных обработок скважин.
Для проведения кислотной обработки применяют специальный агрегат, смонтированный на шасси вездеходною автомобиля. Агрегат оснащен цистерной и дополнительной прицепной цистерной емкостью. Агрегат оснащен насосом, насос обеспечивает подачу раствора под давлением. На промыслах иногда применяют цементировочные агрегаты. Если поршневая система этих агрегатов выполнена не в кислотоупорном исполнении, то после окончания работ всю систему промывают чистой пресной водой. Приготовление и перевозку кислотных растворов осуществляют в автоцистернах покрытых специальными лаками или эмалями. Перед началом проведения кислотной обработки в скважину спускают насосно-компрессорные трубы до забоя, промывают скважину, проводят опрессовку всей системы (от агрегата до забоя) водой или нефтью на полуторакратное давление от ожидаемого давления закачки раствора в пласт. На устье ставится обратный клапан. Он предназначен для предотвращения излива кислотного раствора из скважины при вынужденных остановках насосов. После заполнения скважины водой или нефтью, промывки и опрессовки системы, при открытом межтрубном пространстве (задвижка) и устьевой задвижки, через устьевую арматуру через НКТ начинают закачивать в скважину кислотный раствор насосными агрегатами. Закачку раствора ведут до тех пор, пока первые порции кислотного раствора не дойдут до забоя. После этого закрывают задвижку межтрубного пространства и в скважину закачивают расчетное количество кислотного раствора с продавкой его в призабойную зону пласта. Затем насосные агрегаты останавливают и другим насосным агрегатом задавливают кислотный раствор из НКТ в пласт продавочной жидкостью. Объем продавочного раствора берут из расчета емкости НКТ, плюс 200-300 л дополнительной жидкости для того, чтобы кислотный раствор несколько оттеснить от стенки скважины внутрь пласта. После завершения продавки заданного объема кислотного раствора в пласт демонтируют обвязку устья, отсоединяют скважину для реагирования кислотного раствора с породами пласта. Скважину после кислотной обработки начинают осваивать через несколько часов. Освоение чаще всего проводят с помощью компрессора (заранее транспортируют на скважину, и обвязывают). Скважины осваивают через НКТ, нагнетая газ в затрубное пространство. Скважины могут осваиваться и другими способами (свабирование, промывка нефтью и так далее). После кислотной обработки нагнетательной скважины продукты реакции можно выбросить на поверхность самоизливом скважины. В нагнетательных скважинах промывку, опрессовку системы и продавку кислотного раствора осуществляют той же водой, которую нагнетают в скважину.
52 Борьба с отложениями парафина при эксплуатации скважин штанговыми насосами.
На большинстве нефтяных месторождений России в составе нефти имеется парафин. При добыче нефти с содержанием парафина в глубинно-насосных скважинах возникают осложнения из-за выпадения парафина на стенках НКТ, штангах и в узлах глубинного насоса. Отложение парафина на стенках НКТ приводит к сокращению их поперечного сечения. Борьба с отложениями парафина ведется различными методами. 1. Наибольшее применение на нефтяных промыслах получил метод закачки нагретой до 100-150° нефти в затрубное пространство скважины при обязательной работе глубинного насоса. Нагретая нефть при движении по стволу скважины нагревает НКТ, и при создании в скважине температуры выше температуры плавления парафина парафин расплавляется и струей жидкости выносится потоком нефти на поверхность. 2. Периодически в межтрубное пространство скважины закачивают острый пар (Т 300°) от паро-передвижной установки (ППУ) производительностью 1 т пара в час при работе насосной установки. Перегретый острый пар и конденсирующаяся из него горячая вода прогревают НКТ, парафиновые отложения расплавляются и потоком жидкости выносятся на поверхность в выкидную линию. 3. Закачкой в межтрубное пространство ингибиторов парафиноотложения. 4. Закачкой в межтрубное пространство различных растворителей парафина (керосин, солярка, нестабильный бензин), которые, попадая через насос в трубы, растворяют и смывают парафин. 5. Механический способ борьбы с отложением парафина в насосных скважинах с использованием металлических, пластинчатых скребков, устанавливаемых (привариваемых) на штангах. Пластинчатые скребки изготавливают из листовой стали шириной на 2-3 мм меньше соответствующего внутреннего диаметра НКТ. Скребки, установленные на штангах, вращаются (на заворот) с помощью штанговращателя. При неосторожном подъеме скребки сбиваются и порой создают трение метал о метал, что приводит к большим осложнениям. 6. На промыслах с целью борьбы с отложениями парафина применяют остеклованные, эмалированные НКТ, а также трубы с эпоксидным покрытием. Однако при погрузке, разгрузке и перевозке их часто, особенно в остеклованных трубах, покрытие местами разрушается (от ударов), что приводит к заклиниванию плунжера стеклянной крошкой. Наиболее эффективно работают НКТ с внутренним покрытием эпоксидными смолами. Они более устойчивы к механическим нагрузкам и снижают интенсивность отложения парафина в НКТ.