- •1.Технологии Освоения нефтедобыв. Скважин
- •2. Предназначение системы сбора и подготовки скважинной продукции.
- •3. Возможные причины обводнения нефтедобывающих скв.
- •1.Способы регулирования подачи и напора уэцн
- •2. Основные элементы системы сбора.
- •1. Подача штангового скважинного насоса и коэффициент подачи
- •1.Технология проведения и Динамометрирование шсну.
- •3.Как влияет анизотропия пласта на конусообразование?
- •1.Причины снижения загрузки погружного электродвигателя уэцн.
- •2.Система сбора и транспорта на горной местности.
- •3.Область применения нефтедобывающих скважин с горизонтальными окончаниями.
- •6Билет.
- •1. Метод подбора уэцн для нефт скважин.
- •2. Схема герметизированной системы сбора нефти, газа и воды на морских месторождениях, расположенных вблизи от берега.
- •3.Основные законы фильтрации жидкости в пористой среде.
- •1Технология глушения скважин
- •1. Глушение скважин.
- •2. Схема герметизированной системы сбора нефти, газа и воды на морских месторождениях, расположенных вдали от берега.
- •3.Особенности раз-ки трещиновато-поровых коллекторов.
- •1.Технология предупреждения и удаления аспо ушсн
- •2.Принципиальная схема Спутника-а.
- •3. Площадные системы заводнения.
- •1. Область применения винтовых установок уэвн и ушвн.
- •3. Рядные системы заводнения.
- •10Билет
- •1.Технологии предупреждения и удаления аспо в скв,оборуд-х уэцн
- •2. . Классификация трубопроводов.
- •3. Основные виды внутриконтурного заводнения.
- •11Билет
- •1. Показатели использования фонда скважин, оборудованных шсну.
- •2.Определение потерь напора на трение для всех режимов.
- •3. Источникам пластовой энергии:
- •2. С ппд (-законтурное заводнение;
- •12Билет
- •1.Виды гтм,применяемых на нагнетательных скважинах.
- •2. Порядок определения пропускной способности трубопровода графоаналитическим методом.
- •13Билет
- •1. Виды несовершенствованияскважин и его учет.
- •2. Порядок определения диаметра трубопровода графоаналитическим методом.
- •14Билет
- •1.Технология исследования нагнетательных скважин.
- •3.Разработка нефтегаз залежей с газовой шапкой
- •15Билет
- •1. Методы снижения пусковых давлений газлифтных скважин.
- •2. Схемы газосборных коллекторов.
- •3.Виды неоднородности коллекторов.
- •16Билет
- •1.Параметры,контрол при выводе скв на режим. Методика выводы скважины на режим.
- •2. Состав и структура солеотложений в системе сбора.
- •3.Зоны разделы фаз в нефтегазовых залежах.
- •17Билет
- •1. Коэффициент подачи шсну.
- •2. Состав и классификация аспо в системе сбора.
- •3.Критерии выбора объекта для проведения грп.
- •18Билет
- •1.Особенности насосной добычи нефтей с большим газосодержанием.
- •2. Методы удаления солеотложений в системе сбора.
- •3. Определить текущий кин?
- •19Билет
- •1.Газлифтная эксплуатация скважинОбласть применения газлифтной эксплуатации.
- •2. Основные факторы образования аспо в системе сбора.
- •3. Какие технологии используются в регулировании разработки нефтяных месторождений?
- •20Билет
- •Гидродинамических исследований на скважинах, оборудованных уэцн.
- •2. Метода предотвращения и борьбы с аспо в системе сбора.
- •3. Технология форсированных отборов из нефтяных пластов
- •21Билет
- •1. Коэффициент подачи шсну.
- •2. Виды коррозии в системе сбора.
- •3. Сущность потокоотклоняющих технологий (применение вус, гос и ос).
- •22Билет
- •1.Оптимизация режимов работы уэцн.
- •2. Факторы коррозионного воздействия на трубопровод.
- •3. Методика определения технологической эффективности каких – либо гтм на месторождениях нефти.
- •Билет №23
- •1. Недостатки газлифтной эксплуатации.
- •2. Защита трубопроводов от внутренней коррозии.
- •3. Особенности разработки нефтяных месторождений с недонасыщенными коллекторами.
- •24Билет
- •1.Достоинства газлифтного метода:
- •3. Сущность барьерного заводнения.
- •1. Регулирование работы скважин с шсну.
- •2. Основные факторы, вызывающие пульсацию и влияющие на их величину и частоту.
- •3. Особенности строения нефтегазовых залежей (месторождений).
- •26Билет
- •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.
- •27Билет
- •1.Назначение и технология проведения гди
- •2. Назначение сепараторов.
- •3.Технологии разработки многопластовых месторождений.
- •28Билет
- •1.Технологии управления продуктивностью скважин.
- •2. Классификация сепараторов.
- •3.Методы определения типа залежи по составу углеводородов и их относительной плотности.
- •29Билет
- •1.Методы обоснования способов эксплуатации скважин.
- •2. Определение эффективности работы сепаратора.
- •3. Технологии интенсификации разработки нефтяных месторождений.
- •1. Освоение нагнетательных скважин.
- •2. Конструкция горизонтального сепаратора с упог.
- •3. Методы регулирования разработки нефтяных месторождений.
- •31Билет
- •1.Технология вторичного вскрытия пластов.
- •2. Конструкция гидроциклонного сепаратора.
- •3.Категории запасов нефти.
- •32Билет
- •1.Методы интерпретации квд и определяемые по ним параметры.
- •2. .Конструкция совмещенной установки разделения скважиной продукции.
- •33Билет
- •34Билет
- •1. Приобщение пластов.
- •2.Скорость осаждения при ламинарном режиме осаждения.
- •35Билет
- •1.Назначение,технология проведения и интерпретация результатов гидропрослушивания.
- •2. Схема глобул воды в нефти. Типы эмульсий.
- •3. Назначение и технология проведения трассерных исследований нефтяных месторождений.
- •36Билет
- •Схемы оборудования устья добывающих скважин.
- •Классификация эмульсий в зависимости от плотности сред и содержания парафинов, смол и асфальтенов.
- •37Билет
- •38Билет
- •2.Факторы, влияющие на образование эмульсий.
- •3.Технологии совместной разработки многопластовых залежей.
- •39Билет
- •Виды и условия фонтанирования скважин.
- •2. Предотвращение образования стойких эмульсий.
- •3. Особенности разработки низкопроницаемых и неоднородных коллекторов.
- •40Билет
- •1.Технологии предупреждения образования солеотложений при эксплуатации скважин.
- •2.Основные методы разрушение эмульсий.
- •3.Технологии выработки остаточных запасов нефти.
- •41Билет
- •1.Назначение мини-грп.
- •2.Применение пав в качестве деэмульгаторов.
- •3. Задачи геофизических методов контроля за разработкой нефтяных месторождений.
- •42Билет
- •1. Этапы проведения грп.
- •2. Внутритрубная деэмульсация нефти. Схема.
- •43 Билет
- •44Билет
- •45Билет
- •2.Установка комплексной подготовки нефти.
- •46Билет
- •47Билет
- •3.Методы определения исходных параметров залежи для гидродинамических расчетов.
- •48Билет
- •1.Ликвидация скважин.
- •49Билет
- •50Билет
- •3. Прогнозирование показателей разработки по фактическим данным с помощью характеристик вытеснения. Виды характеристик, условия и область их применения.
- •51Билет
- •1.Схема уэцн и назначение узлов
- •2.Схема расположения оборудования на наземном вертикальном цилиндрическом резервуаре.
- •3. Постоянно действующие геолого-гидродинамические модели.
- •52Билет
- •1. Причины консервации скважин.
- •2.Схема работы гидравлического предохранительного клапана и устройство дыхательного клапана.
- •3.Правовые условия разработки нефтяных месторождений.
- •53Билет
- •1.Классификация методов интенсификации притока.
- •2. Огневой предохранитель. Устройство и принцип действия.
- •3.Основные типы нефтегаз залежей.
- •54Билет
- •Осложнения, возникающие при работе скважин, оборудованных шсну.
- •Методы снижения потерь углеводородов при испарении нефти в резервуарах.
- •3 . Модели процесса вытеснения нефти водой. Функция Бакли-Леверетта. Расчет непоршневого вытеснения нефти водой.
- •55Билет
- •1.Причины снижения производительности уэцн.
- •2. Схема газоуловительной системы с газосборником.
- •3.Типы моделей пластов
- •56Билет
- •1.Фонтанная эксп
- •2. Установок подготовки воды упсв.
- •57Билет
- •Системы защиты уэцн от солеотложений.
- •3.Термические методы добычи
- •58Билет
- •1. Регулирование работы фонтанных скважин
- •2. Схема резервуара – флотатора.
- •3. Методы подсчета запасов нефтяного месторождения.
- •59Билет
- •1. Способы эксплуатации скважин на завершающей стадии разработки месторождений.
- •2.Схемы водозаборов.
- •3.Методы утилизации попутного нефт газа.
- •60Билет
- •1.Движение газожидкостных смесей в вертикальных трубах.
- •2. Схема улавливания легких фракций углеводородов
- •3.Особенности разработки нефт оторочек.
3. Методика определения технологической эффективности каких – либо гтм на месторождениях нефти.
Определение эффективности каких-либо ГТМ производится по объему дополнительно добытой нефти, то есть чем больше дополнительно добыто нефти, тем эффективнее проведенный ГТМ. Оценка производится по увеличению добычи нефти и продолжительности эффекта. Под продолжительностью эффекта понимают временной интервал с момента увеличения дебита скважины по нефти до момента его восстановления до первоначального значения. Объем дополнительно добытой нефти определяют как произведение продолжительности эффекта на величину увеличения дебита. Также оценка дополнительной добытой нефти производится по графикам, определяя площади под графиком, соответствующую возросшему дебиту скважины по нефти.
Билет №23
1. Недостатки газлифтной эксплуатации.
При газлифтном способе эксплуатации газ, нагнетаемый с поверхности или поступающий из пласта, вводится в поток продукции скважины. В этом случае плотность газожидкостной смеси уменьшается, давление на забое становится достаточным для обеспечения заданного отбора продукции и транспорта ее до сборного пункта.
Различают компрессорный (рабочий агент сжимается на компрессорных станциях) и безкомпрессорный (используется газ месторождения при естественном давлении) способы газлифтной эксплуатации. Разновидность безкомпрессорного способа – внутрискважинный газлифт (для подъема нефти используют энергию газового пласта, вскрытого этой же скважиной).
Газлифт обладает и существенными недостатками:
— относительно низкий КПД процесса подъема, особенно обводненной продукции, составляющий в ряде случаев всего несколько процентов;
— необходимость строительства компрессорной станции, что удорожает добычу нефти;
— как правило, высокие удельные затраты энергии на подъем единицы продукции.
2. Защита трубопроводов от внутренней коррозии.
Добиться повышения надежности и снижения аварийности промысловых трубопроводов можно только за счет применения комплексных мер. Среди них основной, по-видимому, можно считать смену материала труб на коррозионно-устойчивый, а также применение труб с антикоррозионным покрытием, то есть технические способы защиты.
Защита от внутренней коррозии:
1. Технические способы защиты (применение пластмассовых, пластиковых, армированных труб) Теплопроводность стеклопластика в 250 раз меньше, чем у металла, то есть он обладает повышенными теплоизоляционными характеристиками.
2. Технологическая защита трубопроводов (путевой сброс свободной воды, то есть отбор воды во всех точках технологической схемы, где она выделяется в виде свободной фазы, что позволяет снизить нагрузки на сепараторы последующий ступеней, отстойники, печи)
3. Особенности разработки нефтяных месторождений с недонасыщенными коллекторами.
Проблемы разработки недонасыщеных низкопроницаемых пластов месторождений Западной Сибири.
Особенностью многих разрабатываемых пластов Западно-Сибирской нефтяной провинции является слабая нефтенасыщеность пласта, низкая проницаемость, и большая расчлененность и неоднородность. С этими факторами связаны следующие затруднения в разработке:
Проблема получения промышленного притока из пласта, отсутствует период фонтанирования, добыча сначала и до конца разработки механизированная.
Вторая проблема связана с подготовкой скважиной продукции. Уже в первые месяцы эксплуатации, скважины дают обводненную продукцию (20-30%), а это влечет дополнительные расходы на подготовку.
Трудности с выходом на проектный уровень нефтеотдачи,- необходимость применения густых сеток скважин и площадных систем заводнения, ГТМ в значительных объемах.
Низкая начальная нефтенасыщеность, заранее обуславливает низкую потенциальную нефтеотдачу.
Также необходимо качественное вскрытие продуктивного горизонта при бурении, в следствии того, что недонасыщенный коллектор начинает интенсивно насыщаться влагой бурового раствора, что приводит к резкому снижению фазовой проницаемости коллектора по нефти в ПЗП.
Много добывают балластной воды.
В результате получают конечный КИН около 0,25-0,3.
Все эти факторы ведут к увеличению себестоимости извлекаемой нефти. Примером данных явлений на месторождениях Западной Сибири служат Юрские отложения и отложения Ачимовской толщи.