- •Билет 1
- •1)Технологии освоения нефтедобывающих скважин.
- •2) Функции системы сбора и подготовки скважинной продукции.
- •3)Причины обводнения нефтедобывающих скважин
- •Билет 2
- •Способы регулирования подачи и напора уэцн.
- •Основные элементы системы сбора скважинной продукции нефтяных месторождений.
- •3. Назначение систем поддержания пластового давления.
- •Билет 3
- •Способы регулирования подачи ушсн.
- •2. Схема двухтрубной системы сбора нефти.
- •3.Коэффициенты обводненности и водонасыщенности. Методы их определения.
- •Билет 4
- •1)Технология проведения и назначение динамометрирования ушсн.
- •2)Схема однотрубной системы сбора нефти.
- •3)Влияние анизотропии коллектора на образование конусов подошвенной воды.
- •Билет 5
- •1)Причины снижения загрузки погружного электродвигателя уэцн.
- •2)Система сбора и транспорта нефти в горной местности.
- •3)Область применения нефтедобывающих скважин с горизонтальными окончаниями.
- •Билет 6
- •1)Метод подбора уэцн для нефтяных скважин.
- •2)Системы сбора нефти, газа и воды на морских месторождениях, расположенных вблизи берега.
- •3)Основные законы фильтрации жидкости в пористой среде.
- •Билет 7
- •1)Технология глушения скважин.
- •2)Системы сбора нефти, газа и воды на морских месторождениях, расположенных вдали от берега.
- •3)Особенности разработки трещиновато-поровых коллекторов.
- •Билет 8
- •1)Технологии предупреждения и удаления аспо в скважинах, оборудованных ушсн.
- •2)Принципиальная схема Спутника-а.
- •3)Виды и назначение площадных систем заводнения.
- •Билет 9
- •1)Область применения винтовых установок уэвн и ушвн.
- •2)Принципиальная схема Спутника-в.
- •3)Виды и назначение рядных систем
- •Билет 10
- •1)Технологии предупреждения и удаления аспо в скважинах, оборудованных уэцн.
- •2)Классификация трубопроводов.
- •3)Основные виды внутриконтурного заводнения.
- •Билет 41
- •1)Назначение мини-грп
- •2)Технологии применения пав в качестве деэмульгаторов.
- •3)Задачи геофизических методов контроля за разработкой нефтяных месторождений.
- •Билет 42
- •1)Этапы проведения грп.
- •2)Внутритрубная деэмульсация нефти.
- •3)Технологии разработки месторождений при анпд и авпд.
- •Билет 43
- •1)Классификация плунжерных глубинных насосов.
- •2)Принципиальная схема гравитационного осаждения.
- •3)Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений.
- •Билет 44
- •1)Основные способы заканчивания скважин.
- •2)Установка термической подготовки нефти.
- •3)Особенности разработки месторождений высоковязких нефтей.
- •Билет 45
- •1)Влияние газа на работу шсну и методы его снижения.
- •Билет 46
- •Билет 47
- •1)Периодическая эксплуатация уэцн.
- •2)Схема работы гидравлического предохранительного клапана и устройство дыхательного клапана.
- •3)Методы определения исходных параметров залежи для гидродинамических расчетов. Билет 48
- •1)Ликвидация скважин.
- •Билет 49
- •3)Методы контроля за ппд. Билет 50
- •1)Технологии определения профиля притока и профиля приемистости.
- •2)Схемы совмещенных аппаратов.
- •3)Прогнозирование показателей разработки по фактическим данным с помощью характеристик вытеснения.
Билет 8
1)Технологии предупреждения и удаления аспо в скважинах, оборудованных ушсн.
Важнейшей характеристикой образования твердой фазы является температура кристаллизации парафина, характеризующая появление в смеси углеводородов первых микрокристаллов парафина. 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. 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. 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:
1.применение труб с внутризащитными покрытиями(лаки, эмали, Футеровка труб стеклом – остекловывание.) (превентивные методы),
2. химические – ПАВ,ингибиторы парафиновых отложений,модификаторы в жидком и твердом состоянии,депрессаторы,
3.тепловые - (периодическая закачка в затрубное пространство скважин горячей нефти, газоконденсата, перегретого пара или паровоздушной смеси),
4. физические – создание постоянных магнитных полей,электроискровых воздействий. Установка электронагревательных кабелей.
Удаление АСПО может быть осуществлено самыми различными методами, среди которых выделяются:
1. Тепловые — промывка скважинного оборудования горячей нефтью, создание локального теплового потока с помощью глубинных электронагревателей или высокочастотного электрического поля;
2. Химические — удаление растворителями и растворами ПАВ;
3. Физические — разрушение ультразвуковым воздействием
4. Биологические — ликвидация с помощью аэробных и анаэробных бактерий.
5 механические - парафин со стенок труб периодически удаляется специальными скребками и выносится потоком жидкости, удаление парафина во время чистки аппаратов. Существует метод депарафинизации с помощью пластинчатых скребков. Скребки крепят хомутами к штангам на расстоянии друг от друга не более длины хода плунжера. Ширина скребка на 5-8мм меньше диаметра НКТ. Насосные установки оборудуют штанговращателями. Колонны штанг с укрепленными на них скребками при каждом ходе вниз срезают парафин со стенок труб.
2)Принципиальная схема Спутника-а.
на замерных установках используют 2 основных способа:объемный и весовой. Более широкое применение на уст-ках: Спутник А, спутник Б, мера, ОЗНА.
Принцип. Схема спутника А:
1-выкидные линии;2- обратный клапан;3-запорная арматура;4-байпасная линия;5-многоходовой переключатель скважин;6-каретка переключателя скважин;7-гидропривод к каретке;8-сборный коллектор;9-замерной патрубок;10-гидроциклонный замерной сепаратор;11-каплеотбойник;12-расходомер по газу;13-регулирующая заслонка на линии газа; 14-наклонные полки;15-поплавковый уравномер;16-расходомер по жидкости;17-блок местной автоматизации
Принцип действия: каретка переключателя скважин двигаясь по кругу поочередно подключает скв. к замерному сепаратору. скв. продукция с других скв. в это время по внешнему контуру продукция других скв.поступает в сборный коллектор. По замерному патрубку продукция поступает в сепаратор, где под действием центробежной силы происходит отделение ж-ти от газа. Ж-ть,как более плотная отбрасывается к стенке и затем стекает в нижнюю ёмкость сепаратора. Газ проходит через каплеотбойник,где происходит отделение капель ж-ти от газаю Далее газ проходит через расходомер и регулирующую заслонку в сборный коллектор. Ж-ть стекая по наклонным полкам окончательно разгазируется. По мере повышения ур-ня ж-ти в нижней ёмкости, поплавковый уравномер поднимается, закрывая заслонку на линии газа. Давление в сепараторе повышается, под избыточным Р ж-ть по сифонному патрубку проходит через расходомер по ж-ти и поступает далее в сборный коллектор. После снижения ур-ня ж-ти в нижней ёмкости, регулирующая заслонка на линии газа открывается, каретка переключается на сл. скв. и цикл повторяется.
Обратный клапан служит для предотвращения обратного тока ж-ти в выкидные линии.
Байпасная линия предназначена для прямой подачи скв.продукции в сборный коллектор, минуя многоходовой переключатель скважин и замерной сепаратор.
БМА регистрирует и контролирует:1)расходы по газу и ж-ти
2)открытие/закрытие заслонки
3)переключение скв. на замер
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.