- •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 Спутника-а.
1-выкидне линии, 2-обратные клапана, 3-многоходовый переключатель скважин, 4-каретка роторного переключателя скважин, 5-замерный патрубок, 6-гидроциклон, 7-заслонка, 8-турбинный счетчик, 9-поплавковый регулятор уровня, 10-блок местной автоматизации, 11-сборный коллектор, 12-силовой цилиндр.
10-служит для автоматической регистрации дебита скважин и для переключения скважин на замер.
Скважин-я продукция со скважины подается через обратный клапан на многоходовый переключатель скважин.
С помощью каретки опред. скважина подключаются к гидроциклону, а остальные подключаются к сборному коллектору. Скважин продукция замеряемой скважины подается в гидроциклон. Там происходит разделение газа от жидкой фазы. Газ входит сверху аппарата, жидкость по наклонной плоскости стекает в нижнюю емкость, где ее уровень регулируется поплавковым уравномером. Когда поплавковый уравнемер находится в нижней точке, то открывается дроссельная задвижка 7 и газ подается в линию сбора. по мере накопления жидкости поплавок поднимается до верхнего уровня, при этом закрываются дроссельные задвижки 7, увеличение давления в емкости и жидкость под избыточным давлением проходит через турбиныый счетчик подается в сборный коллектор. Показания счетчика регистрируются в БМА дает сигнал на ПСМ и блок переключается на другую скважину.
ПСМ-переключатель скважины многоходовый.
Спутник-А имеет рабочее давление от1,5 -4 МПа. При максимальной производительности скважины по жидкости 400 м3/сут и вязкости не менее больше 800 мпа*с. Погрешность измерения составляет 2,5%. Недостаток- невысокая точность измерения расхода жидкости расходомера турбинного типа, из-за плохой сепарации газа в гидроциклоне.
3.Площадные системы заводнения.
Площадное заводнение характеризуется рассредоточенной закачкой воды в залежь по всей площади ее нефтеносности. Площадные системы заводнения по числу скважино-точек каждого элемента залежи с расположенной в его центре одной добывающей скважиной могут быть четырех-, пяти-, семи- и девятиточечные , также линейные ( рис. 4 ).
Наиболее часто используемые: пятиточечную, семиточечную и девятиточечную.
Пятиточечная система (рис. 12). Элемент системы представляет собой квадрат, в углах которого находятся добы вающие, а в центре — нагнетательная скважина. Для этой системы отношение нагнетательных и добывающих скважин со-ставляет 1 :1,w = 1.
Семиточечная система (рис. 13). Элемент системы представляет собой шестиугольник с добывающими скважинами в углах и нагнетательной в центре. Доб. скв.расположены в углах шестиугольника, а нагн.—в центре. Параметр и =1/2, т. е. на одну нагнетательную скважину приходятся две добывающие.
Девятиточечная система (рис. 14Нагн.скв.:добыв.скв= 1 : 3 , так что w=1/3.
Самая интенсивная из рассмотренных систем с площадным расположением скважин пятиточечная, наименее интенсивная девятиточечная. Считается, что все площадные системы жесткие, поскольку при этом не допускается без нарушения геометрической упорядоченности расположения скважин и потоков движущихся в пласте веществ использование других нагнетательных скважин для вытеснения нефти из данного элемента, если нагнетательную скважину, принадлежащую данному элементу, нельзя эксплуатировать по тем или иным причинам.
Если, например, в блочных системах разработки (особенно в трехрядной и пятирядной) не может эксплуатироваться какая-либо нагнетательная скважина, то ее может заменить соседняя в ряду. Если же вышла из строя или не принимает закачиваемый в пласт агент нагнетательная скважина одного из элементов системы с площадным расположением скважин, то необходимо либо бурить в некоторой точке элемента другую такую скважину (очаг), либо осуществлять процесс вытеснения нефти из пласта за счет более интенсивной закачки рабочего агента в нагнетательные скважины соседних элементов. В этом случае упорядоченность потоков в элементах сильно нарушается.
Площадные с-мы позволяют более рассредоточенно воздействовать на пласт.(разработкиасильно неоднородных по площади пластов). Нагнетательные скважины более рассредоточены по площади, что дает возможность подвергнуть отдельные участки пласта большему воздействию.
Таким образом, рядные системы предпочтительны при разработке сильно неоднородных по вертикальному разрезу пластов.
В поздней стадии разработки пласт оказывается в значительной своей части занятым вытесняющим нефть веществом (например, водой). Однако вода, продвигаясь от нагнетательных скважин к добывающим, оставляет в пласте некоторые зоны с высокой нефтенасыщенностью, близкой к первоначальной нефтенасыщенности пласта, т. е. так называемые целики нефти. Для извлечения из них нефти в принципе можно пробурить скважины из числа резервных 5-точечной системы, в результате чего получают девятиточечную систему.
Билет№9