- •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.
2.Факторы, влияющие на образование эмульсий.
1.Электрический заряд на поверхности частицы в водной среде вокруг глобул или частиц нефти создается двойной электрический слой, который препятствует слиянию частиц.
1-вводная среда
2-глобула нефти
Вокруг частиц и глобул образуется адсорбционный слой заряженных частиц и одноименно заряженные частицы отталкивают друг друга.
2.Температура. При повышении Т вязкость системы уменьшается одновременно с этим увеличивается подвижность частиц, что приводит к увеличению частоты сталкивания м/у ними. Таким образом, повышение Т приводит к уменьшению стойкости эмульсии.
3.Минерализация. Содержание солей. С повышением минерализации происходит увеличение стойкости эмульсии.
4.Влияние РН среды. При РН>7 – щелочная среда, устойчивость эмульсии снижается.
5.Вязкость. Высоковязкие нефти образуют наиболее стойкие эмульсии.
6.Присутствие газовой фазы. С ростом объемной доли газовой фазы увеличивается эмульгирование жидкой фазы (увеличивается Р капель воды, d капель уменьшается),что способствует образованию стойких эмульсий.
7.Величина обводненности. Нефть с относительно небольшим содержанием воды образует более стойкие эмульсии типа вода/нефть. С увеличением обводненности происходит конверсия эмульсии (переходит в эмульсию типа н/в)- это ведет к уменьшению стойкости эмульсии.
3.Технологии совместной разработки многопластовых залежей.
39Билет
Виды и условия фонтанирования скважин.
Подъём жидкости с забоя на поверхность за счёт пластовой энергии – фонтанирование скважины, а способ эксплуатации – фонтанным. Зависит от давления насыщения, газового фактора, от структуры потока, режима движения газожидкостной смеси, плотности скважинной продукции, пластового давления.
Условие фонтанирования нефтяной скважины от гидростатического давления:
Рпласт>rж g Н,
Где Рпласт –пластовое давление, rж- плотность скважинной продукции, g- ускорение свободного падения, равное 9,81 м/c2, Н -длина столба жидкости( глубина скважины по вертикали).
Фонтанирование нефтяных скважин может происходить при пластовых давлениях ниже гидростатического давления столба жидкости. Это обусловлено большим количеством растворенного газа в нефти. Со снижением давления ниже давления насыщения нефти газами во время подъема продукции скважины в колонне НКТ выделяется растворенный газ и образуется газожидкостная смесь плотностью rсм (при чем rсм<rж).
Уравнение баланса давлений в фонтанной скважине:
Рзаб = Рст.ф + Ртр + Руст,
где Рзаб - забойное давление (принимается на уровне середины интервала продуктивного пласта), Руст - давление на устье (выкиде) скважины (устьевое давление), Рст.ф - гидростатическое давление флюидов (нефти, воды, газа) в скважине, Ртр - потери давления на гидравлическое сопротивление (трение). рсм- средняя плотность смеси вдоль колонны НКТ. На участке от забоя до точки, где давление равно давлению насыщения Рнас движется однородная жидкость, поэтому давление в НКТ изменяется по линейному закону. При снижении давления ниже Рнас из продукции скважины начинает выделяться газ и образуется газожидкостная смесь. В этом случае давление по НКТ изменяется по нелинейному закону. Если Рзаб< Рнас то нелинейность будет наблюдаться по всей длине скважины.
Выделяют 3 вида фонтанирования:
I – артезианское фонтанирование: Рзаб > Рнас, Руст ³ Рнас, фонтанирование происходит за счёт гидростатического напора, где Рнас – давление насыщения нефти газом.
II – газлифтное фонтанирование: Рзаб ³ Рнас, Руст < Рнас, фонтанирование осуществляется по принципу работы газожидкостного подъёма.
III - газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в пласте: Рзаб < Рнас,
Руст < Рнас.
Оборудование фонтанных скважин подразделяется на наземное (устьевое) и подземное (скважинной).
К наземному оборудованию относят фонтанную арматуру (трубная головка и фонтанная ёлка с запорными и регулирующими устройствами), манифольд, предназначенный для обвязки Ф.А. с выкидными линиями, колонная головка – герметизация между кондуктором и э/колонной.
К подземному оборудованию относят НКТ, которые применяют при всех способах эксплуатации скважин, пусковые муфты (необходимые при освоении скважины), башмачная воронка, в редких случаях забойные штуцера и пакер.