- •1. Достоинства и недостатки газлифтного способа эксплуатации.
- •2 Предназначение системы сбора и подготовки скважинной продукции.
- •Может ли обводняться продукция скважин до начала работы системы ппд?
- •1. Освоение скважин, виды освоения.
- •2. Основные элементы системы сбора (схема).
- •Зачем нужна система ппд?
- •1. Регулирование производительности и напора уэцн.
- •2. Схема самотечной двухтрубной системы сбора нефти.
- •В чем разница между коэффициентами обводненности и водонасыщенности?
- •1. Динамометрирование шсну
- •Текущая и накопленная добыча нефти?
- •1. Оптимальное, допустимое и предельное давления на приеме эцн.
- •2. Мероприятия по сбору и транспорту на горной местности.
- •Определение коэффициента обводненности в промысловых условиях.
- •1. Факторы, учитываемые при подборе исполнения, типоразмера и определения глубины спуска уэцн.
- •2. Схема герметизированной системы сбора нефти, газа и воды на морских месторождениях, расположенных вблизи от берега.
- •3.Формула Дарси, Дюпюи, область применения.
- •1. Глушение скважин, технология, область применения.
- •2. Схема герметизированной системы сбора нефти, газа и воды на морских месторождениях, расположенных вдали от берега.
- •Причины образования конусов подошвенной воды и влияние на них анизотропии?
- •1. Баланс энергий работающей скважины по различным способам эксплуатации.
- •2. Принципиальная схема Спутника-а.
- •3.Площадные системы заводнения.
- •1.Область применения винтовых установок уэвн и ушвн.
- •2. Принципиальная схема Спутника-в.
- •3.Рядные системы заводнения.
- •1.Технология эксплуатации скважин высокодебитного фонда
- •2.Классификация трубопроводов.
- •3.Основные виды внутриконтурного заводнения.
- •11 Билет
- •1. Показатели использования фонда скважин, оборудованных уэцн.
- •2. Определение потерь напора на трение для всех режимов.
- •3. Упругий режим.
- •12 Билет
- •1 . Геолого-физические критерии применения методов воздействия на пзп нагнетательных скважин.
- •2. Порядок определения пропускной способности трубопровода графоаналитическим методом.
- •3. Тенденции в истории развития нефтедобычи
- •13 Билет
- •1. Несовершенство скважин и его учет.
- •2. Порядок определения диаметра трубопровода графоаналитическим методом.
- •3. Геолого – промысловые критерии при выборе разнопластовых сеток скважин.
- •14 Билет
- •1 Особенности исследования нагнетательных скважин.
- •2. Принципиальная схема абсорбции.
- •3. Газонапорный режим.
- •15 Билет
- •1. Методы снижения пусковых давлений газлифтных скважин.
- •2. Схема совмещенного аппарата нагрева и отстаивания.
- •3. Сущность упруговодонапорного режима.
- •16 Билет
- •1. Ликвидация песчаных пробок в скважинах.
- •2. Состав и структура солеотложений в системе сбора.
- •3. Что такое гнк и внк?
- •17 Билет
- •1. Способы борьбы с вредным влиянием газа на работу шсну.
- •2. Методы удаления солеотложений в системе сбора.
- •3. Как определить текущий кин?
- •18 Билет
- •2. Коэффициент подачи шсну.
- •2. Состав и классификация аспо в системе сбора.
- •3. Перечислить факторы, влияющие на полноту извлечения нефти на объектах разработки (конечный кин).
- •19 Билет
- •1. Осложнения при газлифтной эксплуатации
- •2. Основные факторы образования аспо в системе сбора.
- •3. Технологии регулирования разработки нефтяных месторождений
- •20 Билет
- •1. Исследование скважин с уэцн.
- •2. Технологии предотвращения и борьбы с аспо в системе сбора.
- •3. Технология форсированных отборов из нефтяных пластов.
- •1.Способы борьбы с вредным влиянием газа на работу уэцн.
- •2. Виды коррозии в системе сбора.
- •3. Сущность потокоотклоняющих технологий (применение вус, гос и ос).
- •1.Оптимизация работы добывающих скважин
- •2. Факторы коррозионного воздействия на трубопровод.
- •1. Температура и рН воды
- •2. Содержание кислорода в воде
- •3. Парциальное давления со2
- •4. Минерализация воды
- •5. Давление
- •6. Структурная форма потока
- •3. Методика определения технологической эффективности каких – либо гтм на месторождениях нефти.
- •1. Виды и условия фонтанирования скважин.
- •2. Защита трубопроводов от внутренней коррозии.
- •3. Особенности разработки нефтяных месторождений с недонасыщенными коллекторами.
- •1. Технологии оптимизации режимов работы скважин с эцн.
- •2.Защита трубопроводов от внешней коррозии.
- •3. Сущность барьерного заводнения.
- •1. Ремонт скважин, оборудованных уэцн.
- •2.Основные факторы, вызывающие пульсацию и влияющие на их величину и частоту.
- •3. Особенности строения нефтегазовых залежей (месторождений).
- •1. Вывод скважин, оборудованных уэцн, на режим.
- •2. Схема предварительного разгазирования нефти. Понятие сепарации и ступени сепарации.
- •3. Значения кин для нефтяных и нефтегазовых месторождений (объектов разработки).
- •1. Освоение добывающих скважин.
- •2. Принципиальная схема упн с совмещенными аппаратами.
- •3. Как обосновываются коэффициенты вытеснения, коэффициенты охвата воздействием и коэффициенты заводнения?
- •1. Состав жидкостей разрыва при грп.
- •2. Классификация сепараторов.
- •3. Обоснование кин на стадии составления технологических схем на разработку нефтегазовых месторождений
- •Извлекаемые запасы и коэффициенты извлечения нефти, нефтяного газа, конденсата определяются на основании повариантных технологических и технико-экономических расчетов.
- •1. Область применения ско.
- •2. Определение эффективности работы сепаратора.
- •3. Технологии интенсификации разработки нефтяных месторождений.
- •1. Освоение нагнетательных скважин.
- •2. Конструкция горизонтального сепаратора с упог.
- •3. Технологии регулирования разработки нефтяных месторождений
- •1. Область применения глубинно – насосной эксплуатации.
- •2. Конструкция гидроциклонного сепаратора.
- •3.Методика разукрупнения эксплуатационных объектов нефтяных месторождений.
- •1. Ликвидация парафино-гидратных пробок в скважинах.
- •2. Схема кожухотрубчатого теплообменника и аво.
- •3.Гидродинамическая сущность и технология внедрения циклического заводнения нефтяных месторождений.
- •1. Ловильный инструмент для крс.
- •2. Методика расчета количества газа, выделившегося по ступеням сепарации.
- •1. Гидродинамические мун:
- •2. Физико-химический мун:
- •3. Тепловые методы (термические мун):
- •4. Газовые методы:
- •2. Скорость осаждения при ламинарном режиме осаждения.
- •1. Виды индикаторных диаграмм.
- •2. Схема глобул воды в нефти. Типы эмульсий.
- •3.Назначение индикаторных(трассерных)исследований нефтяных месторождений
- •1.Виды гидродинамических исследований на скважинах, оборудованных уэцн.
- •2.Схема упсв
- •3.Задачи, решаемые в анализе разработки нефтяных месторождений.
- •1. Факторы, снижающие подачу шсн.
- •2. Конструкция трехфазных сепараторов.
- •3.Задачи, стоящие перед технологическими схемами на разработку нефтегазовых месторождений.
- •1.Влияние газа и вязкости жидкости на рабочие характеристики эцн.
- •2. Факторы, влияющие на образование эмульсий.
- •3.Технологии совместной разработки многопластовых залежей
- •1.Виды и условия фонтанирования скважин.
- •2Предотвращение образования стойких эмульсий.
- •3.Перечислить задачи, решаемые при геолого–промысловом изучении залежей нефти.
- •1Мероприятия по предупреждению образования аспо при эксплуатации скважин
- •2.Основные методы разрушения эмульсий.
- •3.Задачи гидродинамических методов контроля за разработкой нефтяных месторождений
- •1 Жидкости и материалы для проведения грп
- •2. Основные уравнения гидродинамики, используемые в гидравлическом расчете трубопровода.
- •3.Задачи геофизических методов контроля за разработкой нефтяных месторождений
- •1.Этапы проведения грп
- •2. Блочная упн с раздельными аппаратами
- •3. Задачи промысловых методов контроля за разработкой нефтяных месторождений
- •1.Причины ликвидации скважин.
- •2.Принципиальная схема гравитационного осаждения.
- •3.Методы контроля за разработкой нефтяных и нефтегазовых месторождений
- •1.Регулирование работы скважин с уэцн.
- •2.Принципиальная схема абсорбции.
- •3.Особенности разработки месторождений высоковязких нефтей.
- •1.Влияние газа на работу шсну и методы его снижения
- •2.Схема стационарной упн при двутрубной системе сбора.
- •3.Основные решения упругого режима, которые используются в расчетах при составлении проекта пробной эксплуатации
- •1.Режимы работы ушсн.
- •2.Принципиальные схемы отстойных аппаратов различного типа.
- •3.Задачи проекта пробной эксплуатации.
- •1.Показатели использования фонда скважин, оборудованных ушсн.
- •2.Схема работы гидравлического предохранительного клапана и устройство дыхательного клапана.
- •3.Технологии выработки остаточных запасов нефти.
- •1.Критерии выбора объекта для проведения грп.
- •2.Схемы подогревателей нефти и печей.
- •3.Основные документы на разработку нефтяных месторождений (мелких и крупных).
- •1.Регулирование работы скважин с уэцн.
- •2.Электродегидраторы, конструкция, область применения.
- •3.Стадии разработки нефтяных месторождений при заводнении и их характеристика.
- •1.Технологии предотвращения образования аспо в скважинах.
- •2.Методы снижения потерь углеводородов при испарении нефти в резервуарах.
- •3.Прогнозирование показателей разработки по фактическим данным с помощью характеристик вытеснения.
- •Билет 51
- •51. Удаление аспо со стенок нкт скважин, оборудованных уэцн.
- •51. Схема расположения оборудования на наземном вертикальном цилиндрическом резервуаре.
- •51. Методики гидродинамических расчетов при прогнозировании показателей разработки нефтяного месторождения.
- •52. Причины консервации скважин.
- •52. Методика расчета количества газа, выделившегося по ступеням сепарации.
- •52. Основные технико-технологические ограничения, накладываемые на гидродинамические модели пластов при проектировании разработки нефтяных месторождений.
- •53. Факторы, снижающие подачу шсн.
- •53. Свойства эмульсии
- •53 Расчеты процесса вытеснения нефти водой в системе скважин по схеме поршневого вытеснения.
- •54. Осложнения, возникающие при работе скважин, оборудованных ушсн.
- •54. Принципиальная схема стабилизационной колонны.
- •54 .Функция Бакли-Леверетта. Расчет непоршневого вытеснения нефти водой.
- •55. Причины снижения производительности уэцн.
- •55. Задачи, решаемые при проектировании трубопроводов на месторождении.
- •55.Типы моделей пластов (объектов разработки).
- •Билет 56
- •56. Методы борьбы с отложениями аспо в скважинах с шсну.
- •56. Параметры качества товарной нефти.
- •56. Принципы выделения эксплуатационных объектов при проектировании систем разработки.
- •57. Регулирование работы скважин с шсну.
- •57 Деэмульгаторы, производственные показатели эффективности.
- •57. Геолого-промысловое изучение залежей нефтей в многопластовом месторождении.
- •58. Назначение и сущность метода исследований на установившихся режимах.
- •58. Схема резервуара – флотатора.
- •58. Последовательность работ в проектировании рациональной системы разработки нефтяного месторождения.
- •59. Методика выводы скважины на режим.
- •59. Схемы водозаборов.
- •59. Основные критерии объединения залежей в один объект разработки.
- •60. Определение глубины спуска уэцн из условия рациональной эксплуатации скважин.
- •60. Принципиальная схема низкотемпературной сепарации.
- •60. Системы разработки нефтяных месторождений (понятие о системе разработки и классификация систем разработки).
3.Перечислить задачи, решаемые при геолого–промысловом изучении залежей нефти.
Геолого-промысловые исследования залежей позволяют решать следующий перечень задач:
- определение литологического строения разреза залежей;
- определение толщины пластов;
- изучения распространения геообъекта в пространстве (пласт-залежь);
- изучения геохимического образования пород-коллекторов;
- определение темпов заводнения, уровней ВНК, ГНК;
- изучения ФЕС залежей (характер насыщения, коллекторские, фильтрационные св-ва и т.д.);
- энергетическое состояние залежей;
- выбор оптимального режима бурения;
- оценка качества и эффективности ГТМ;
- оценка степени выработки запасов;
- локализация остаточных запасов;
- изучение физико-химических свойств нефти;
Билет №40
1Мероприятия по предупреждению образования аспо при эксплуатации скважин
Отложения парафинов возникают при снижении температуры ниже температуры плавления (Тпл=35-650С). Скорость нарастания парафиноотложений зависит от дебита скважины, шероховатости труб, механических примесей в нефти.
Важнейшей характеристикой образования твердой фазы является температура кристаллизации парафина, характеризующая появление в смеси углеводородов первых микрокристаллов парафина. Микрокристаллы парафина и церезина, а также микроагрегаты асфальтенов и смол слипаются между собой, образуя сгустки твердой фазы, прилипающие к внутренней поверхности шероховатых насоснокомпрессорных труб, особенно в муфтовых соединениях. Толщина парафинового слоя увеличивается с нуля на глубине 900 ÷ 300 м до максимума на глубине 200 ÷ 50 м, а затем за счёт смыва отложений потоком.
Со временем этот процесс развивается, приводя к отложению парафина и снижению живого сечения подъемника с соответствующим снижением дебита скважины. Экспериментально установлено, что глубина начала отложений парафина совпадает с глубиной начала выделения газа.
Методы предупреждения: применение труб с внутризащитными покрытиями: гидрофильными (полярными) лакокрасочными (лак бакелитовый, эпоксидные смолы, стекло, стеклоэмаль) (превентивные методы), химические – ПАВ (реагенты ХТ-8), ингибиторы парафиновых отложений, модификаторы в жидком и твердом состоянии, депрессаторы, тепловые - (периодическая закачка в затрубное пространство скважин горячей нефти, газоконденсата, перегретого пара или паровоздушной смеси), физические – создание постоянных магнитных полей, электроискровых воздействий. Установка электронагревательных кабелей, механические – скребки.
2.Основные методы разрушения эмульсий.
Способы разрушения нефтяных эмульсий условно можно разделить на след.группы:
1. Гравитационное разделение осущ-ся в отстойниках различной конструкции, периодического и непрерывного действия (отстойник периодического действия - солевые резервуары). В данных отстойниках разделение фаз происходит под действием тяжести: вода в нижней части, нефть в верхней.
2. Фильтрация применяется для разрушения нестойких эмульсий. В кач-ве материала фильтров используют материалы, не смачиваемые водой (нефть проходит через фильтры, а вода остается).
3. Центрифугирование производиться в центрифугах, которые вращаются с большой скоростью, эмульсия разделяется на 2-е фазы.
4. Воздействием на эмульсию электрическим полем производят в электродегидраторах. Они снабжены электродами,
на которых подводится высокое напряжение переменного тока промышленной частоты, под действием электрического поля глобулы растягиваются и на концах появляются разноименные заряды. При сталкивании капли сливаются в более крупные и оседают на дно емкости.
5. Термическое воздействие заключается в том, что нефть перед отстаиванием нагревают до t=45-800 С. Подогрев осуществляется в теплообменниках или в трубчатых печах различной конструкции.
6. Внутритрубная деэмульсация основана на том, что в эмульсию добавляют спец.элементдеэмульгатор – это позволяет разрушить эмульсию в трубопроводе. Для каждого состава нефти подбирают наиболее эффективныедеэмульгаторы.