- •2. Особенности течения жидкости и газа в горизонтальном стволе.
- •3. Стадии разработки месторождения.
- •5. Технические параметры и конструкция фонтанной арматуры.
- •1.Записать формулу для потенциала в точке на расстоянии r от центра скважины.
- •2. Спуско-подъемный комплекс бу.
- •3.Особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений.
- •5. Классификация нефтебаз и нефтехранилищ.
- •1. Состав и физические свойства нефтей.
- •2. Факторы, влияющие на продуктивность горизонтальных скважин.
- •3. Из каких методов состоит комплекс промыслово-геофизических исследований скважин.
- •4. Технология ремонтно-изоляционных работ по отключению обводнившихся пропластков.
- •5.Установки по подготовке газа.
- •1. Фильтрационно-емкостные свойства пласта.
- •2. Установившийся приток к горизонтальным скважинам; концевые эффекты; формулы расчета дебита.
- •3.Моделирование процессов разработки.
- •4.Средства измерения. Погрешность. Поверка и градуировка.
- •5.Обессоливающие и обезвоживающие установки.
- •1.Движение жидкости в трещиноватых и трещиновато-пористых пластах.
- •2.Особенности эксплуатации и область применения многоствольных скважин.
- •3.Классификация и характеристики систем разработки.
- •4. Цели и задачи гидродинамических исследований скважин.
- •5. Подготовительные работы. Земляные работы.
- •1. Особенности притока реального газа к несовершенной скважине по линейному закону фильтрации.
- •2. Назначение горизонтальных скважин. Возможности проводки горизонтальных скважин.
- •3. Режимы работы газовых залежей.
- •4.Динамометрирование шсну, как метод контроля за работой насоса.
- •5. Оборудование для разделения скважинной продукции
- •1. Записать формулу Дюпюи для дебита совершенной скважины.
- •2. Понятие о режимах бурения скважин и их параметрах; влияние параметров режима бурения на технико-экономические показатели бурения.
- •3. Основные понятия о коллекторских и фильтрационных свойствах нефтеносных пластов.
- •4. Классификация видов крс.
- •5.Техническое обслуживание и ремонт трубопроводов
- •1. Что называется коэффициентом продуктивности скважин? Записать формулу для этого коэффициента, его размерность в си и его размерность на производстве при добыче нефти.
- •2. Состав и функции бурильной колонны, виды труб и замков, бурильные свечи; соединительные резьбы на них.
- •3. Принцип работы поршневых насосов. Индикаторная диаграмма идеального поршневого насоса.
- •1. Что представляют собой относительная и фазовая проницаемости?
- •2. Конструкции забойных двигателей – (турбобуры и взд) и их технико-технологические характеристики.
- •3. Эксплуатация скважин установками эцн.
- •4.Особенности исследования насосных скважин.
- •5. Периодические испытания трубопроводов
- •1.Записать линейный закон фильтрации Дарси.
- •2. Виды горизонтальных скважин; условия строительства горизонтальных скважин; условия формирования околоскваженных зон.
- •3.Режимы работы нефтяных залежей.
- •4. Исследование скважин на установившихся режимах фильтрации.
- •5. Технические параметры поршневых насосов. Индикаторная диаграмма идеального поршневого насоса.
- •1.Смачивание и краевой угол.
- •2. Классификации породоразрушающего инструмента по способам разрушения горных пород, по видам забоев.
- •3. Разработка с поддержанием пластового давления.
- •4.Цели и задачи геофизических исследований скважин
- •5. Причины возникновения и методы предупреждения кавитации.
- •1. Установившийся приток газа к скважине. Линейный и нелинейный законы фильтрации газов.
- •2. Классификация буровых установок.
- •3.Технологические показатели разработки. Выбор рациональной системы.
- •4. Предупреждение образования и удаление аспо в нкт.
- •5. Установки для подготовки нефти. Упсв.
- •1. Удельная поверхность горных пород.
- •2. Профили скважин. Области применения горизонтальных скважин.
- •3. Контроль за процессом разработки месторождения.
- •4. Кислотные обработки скважин.
- •5. Оборудование для сбора нефти и газа. Агзу.
- •1. Основные типы пород — коллекторов нефти и газ
- •2. Способы доставки глубинных приборов в горизонтальный участок скважины.
- •3. Эксплуатация скважин установками шсн.
- •4. Классификация и принцип действия пакеров.
- •5. Классификация компрессоров.
- •1. Дать определение неоднородного пласта. Какие бывают неоднородности пласта?
- •2. Виды конструкций горизонтальных скважин.
- •3. Классификация запасов нефти и газа, методы подсчета запасов нефти и природного газа.
- •4. Экспресс-методы исследования скважин.
- •5. Основные требования к проектированию систем сбора нефти, газа и воды
- •1. Тепловые свойства горных пород.
- •2. Функции и составы буровых растворов, приборы для определения параметров буровых растворов.
- •3. Назначение и классификация нкт.
- •4.Исследование скважин на неустановившихся режимах фильтрации
- •5. Классификация аварий на трубопроводах
- •1. Проницаемость горных пород. Методы её измерения. Формула определения проницаемости пород по газу.
- •2. Особенности притока к горизонтальным скважинам. Концевые эффекты.
- •3.Технические параметры работы центробежного насоса.
- •4. Предупреждение и удаление песчаных пробок.
- •5. Противокоррозийная и тепловая изоляция.
- •1. Поверхностное явление при фильтрации пластовых жидкостей.
- •2.Осложнения и аварии при бурении скважин; классификация аварий; способы и устройства для ликвидации аварий.
- •3. Отбор и изучение образцов пород в процессе бурения скважин. Влияние термодинамических условий на изменение коллекторских свойств пород. 4.Особенности исследования газовых скважин
- •5. Контроль качества, очистка, испытание и приемка в эксплуатацию
4.Цели и задачи геофизических исследований скважин
ГИС на стадии бурения
литологическое расчленение продуктивного пласта - выделение кровли и прослоев;
определение фильтрационно-емкостных свойств пласта и насыщенности коллектора;
определение траектории горизонтального участка привязанного по глубине к геологическим реперам.
ГИС на стадии эксплуатации
выявление отдающих интервалов и определение состава притоков в работающей скважине (выделение источников обводнения);
определение нефтенасыщенных и обводненных интервалов.
5. Причины возникновения и методы предупреждения кавитации.
Кавитация-это процесс образования пустот(пузырьков) в жидкости на входе в насос, заполненных парами жидкости
( газом) и захлопывании внутри насоса. Причины возникновения кавитации является снижение давления на приеме насоса, ниже давления насыщения. Методы предупреждения кавитации:
На входе в мощные насосы устанавливают подпорные насосы;
На приеме насоса устанавливают газосепараторы;
УЭЦН погружают под расчетный динамический уровень, чтобы создать необходимое давление на приеме насоса.
На приеме насоса устанавливают электро-контактный манометр, который отключает насос при снижении давления
Вариант 14
1. Установившийся приток газа к скважине. Линейный и нелинейный законы фильтрации газов.
2. Классификация буровых установок.
Буровая установка или буровая — комплекс бурового оборудования и сооружений, предназначенных для бурения скважин. Состав узлов буровой установки, их конструкция определяется назначением скважины, условиями и способом бурения.
Классификация буровых установок
По виду работ:для эксплуатационных работ.,для разведочных работ.,для технических скважин.
По способу бурения делятся на установки:
вращательного бурения;вращательно-ударного бурения; ударного бурения; ударно-вращательного бурения; вибрационного бурения; огнеструйного бурения; разрядно-импульсного бурения.
По типу привода:
электрические (AC/DC) буровые установки; электрогидравлические буровые установки; дизельэлектрические буровые установки; дизельные буровые установки.
По технике передвижения:
самоходные буровые установки; передвижные буровые установки; стационарные буровые установки.
По вариантам дислокации: наземные и морские.
3.Технологические показатели разработки. Выбор рациональной системы.
Д о б ы ч а н е ф т и qн — основной показатель, суммарный по всем добывающим скважинам, пробуренным на объект, в единицу времени, и среднесуточная добыча qнс , приходящаяся на одну скважину.
Добыча жидкости qж — суммарная добыча нефти и воды в единицу времени.
Д о б ы ч а г а з а qг . Этот показатель зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности его относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, наличия газовой шапки и системы разработки месторождения.
Накопленная добыча нефти отражает количество нефти, добытое по объекту за определенный период времени с начала разработки, т. е. с момента пуска первой добывающей скважины.
Текущая нефтеотдача выражает отношение накопленной добычи нефти в данный период эксплуатации месторождения к его геологическим запасам
Конечная нефтеотдача – это отношение извлекаемых запасов месторождения к геологическим.
Под рациональной системой разработки понимается такая система при которой обеспечивается плановая добыча с наибольшей технико-экономической эффективностью.
В качестве критериев рациональной системы разработки принимаются следующие основные положения:
1. Рациональная система разработки должна обеспечивать наименьшую степень взаимодействия между скважинами;
2. Рациональная система разработки должна обеспечить наибольший коэффициент нефтеотдачи;
3. Рациональная система разработки должна обеспечить минимальную себестоимость нефти.
Поэтому понятие рациональной системы разработки в окончательном виде формулируется так: рациональная система разработки должна обеспечить заданную добычу нефти при минимальных затратах и по возможности с наибольшими значениями коэффициентов нефтеотдачи.
Проектирование разработки заключается в подборе такого варианта, который бы отвечал требованиям рациональной системы разработки.
Обоснование рациональных систем разработки:
1) Обоснование рациональной системы разработки начинается с проведения геолого-разведочных работ на перспективной площади. Эти работы обычно завершаются подсчетом запасов нефти и попутного газа. Было доказано, что рациональное вложение средств в разработку будет обеспечено, если будут обеспечены запасы по категориям А+В+С1 (балансовые запасы).
В настоящее время ввод месторождений в разработку ведется по категорийности с запасами С1 иС2 в условиях лицензирования количество скважин уменьшается до единиц на залежах- спутниках.
В новых условиях задачи доразведки и уточнения запасов перекладывается на эксплуатационный фонд скважин (с применением детальной сейсмической съемки).
2) На основе геолого-промысловой информации создается геолого-математическая модель пласта ЭО.
3) На созданную модель накладываются технологические ограничения по дебитам и давлениям.
4) В многовариантном подходе к выбору сеток, режимов работы расчет технологических показателей на период 6-8 лет на перспективу.
5) Обоснование ТЭП по каждому варианту.
6) Выбор рационального варианта (утверждение варианта ЦКР и ТКР).