- •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).
2.Принципиальная схема абсорбции.
Потоки Девайсы
1. Сырой газ 1. Абсорбер
2. Сухой Газ 2. Кожух-ый тепло-ник.
3. Абсорбент для десорбции 3. Десорбер
4. Абсорбент с десорбции
5. Водяной пар
6. Продукты десорбции
3.Особенности разработки месторождений высоковязких нефтей.
Мировой опыт разработки месторождений вязкой нефти показывает, что рентабельная разработка большинства из них ограничена в силу малодебитности нефтяных скважин и низкой нефтеотдачи достигаемой при эксплуатации залежи на естественном режиме или заводнении. Если первая из этих проблем достаточно удачно решается в последнее время путем бурения горизонтальных и многозабойных скважин, то для решения второй необходимо внедрение различных технологий воздействия на пласт. Основная проблема разработки месторождений тяжелой нефти заключается в её вязкости, а именно в неблагоприятном соотношении подвижности вытесняемого (нефти) и вытесняющего агента (например, вода). Изменить данную диспропорцию можно путем уменьшения вязкости самой нефти, либо путем увеличения вязкости вытесняющего агента, либо изменяя эти величины одновременно.
Методы воздействия на пласт:
1. Тепловое воздействие (закачка теплоносителей и внутрипластовое горение) и реализация смешивающегося и частично смешивающегося вытеснения (использование чередующихся закачек газов, углеводородных растворителей и воды). В качестве теплоносителей для нагнетания в пласт, с целью повышения нефтеотдачи в настоящее время применяются вода и насыщенный водяной пар. Применение в качестве теплоносителя пара может обеспечить воздействие на пласт более высокой температурой, чем в случае закачки в пласт горячей воды при тех же условиях. Среди термических методов, в которых тепловая энергия воспроизводится непосредственно в пласте, можно выделить сухое, влажное и сверхвлажное внутрипластовое горение, основанное на инициализации в пласте очага экзотермической окислительно-востановительной реакции и продвижении его по пласту. Несомненным преимуществом данного метода является возможность использования его в широком диапазоне глубин залегания продуктивных пластов. При этом методу характерны и существенные недостатки, среди которых можно выделить сложность контроля процесса горения и как следствие низкий охват пласта воздействием, технологические проблемы, связанные с повышенными температурами и опасностью образования взрывоопасной смеси в добывающих скважинах и т.д.
2. Полимерное, эмульсионное, щелочное заводнение. Эмульсионное заводнение: при этом эмульсия может быть получена как в пластовых условиях, так и подаваться с поверхности. К первому виду технологий можно отнести щелочное заводнение. Помимо формирования эмульсий в пласте щелочь также оказывает влияние на отмывающую способность закачиваемого агента путем изменения поверхностного натяжения на границе нефть-вода. Недостатком щелочного воздействия является опасность значительных потерь реагента в результате воздействия с минералами породы-коллектора и минерализованными пластовыми водами.
3. Термощелочное, термополимерное, конденсатополимерное воздействие. Технология термощелочного заводнения сочетает в себе положительные стороны, термального заводнения и воздействия холодной щелочью, и предусматривает предварительный прогрев пласта горячей водой с последующим нагнетанием в пласт горячего раствора щелочи. При этом достигается: выравнивание фронта вытеснения при эмульгировании остаточной нефти в предварительно промытых зонах, а также уменьшение расхода реагента (щелочи) на осуществление процесса.
БИЛЕТ № 45