- •Билет №1
- •1. Достоинства и недостатки газлифтного способа эксплуатации
- •2. Предназначение системы сбора и подготовки скважинной продукции.
- •3. Может ли обводняться продукция до начала работы системы ппд?
- •Билет №2
- •1. Освоение скважин, виды освоения.
- •2. Основные элементы системы сбора (схема).
- •3. Зачем нужна система ппд?
- •1. Регулирование производительности и напора уэцн.
- •2. Схема самотечной двухтрубной системы сбора нефти.
- •Билет №3
- •3. В чем разница между коэффициентами обводненности и водонасыщенности?
- •Билет №4
- •1. Динамометрирование шсну.
- •2. Схема герметизированной однотрубной, высоконапорной системы сбора.
- •3. Текущая и накопленная добычи нефти.
- •Билет №5
- •1. Оптимальное, допустимое и предельное давления на приеме эцн.
- •2. Мероприятия по сбору и транспорту на горной местности.
- •3. Коэффициент обводненности, как определяется.
- •Билет №6
- •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 Дюпюи.
- •Билет №7
- •1. Глушение скважин.
- •2. Схема герметизированной системы сбора нефти, газа и воды на морских месторождениях, расположенных вдали от берега.
- •3. Как влияет анизотропия пласта на конусообразование?
- •Билет №8
- •1. Баланс энергий работающей скважины по различным способам эксплуатации.
- •2. Принципиальная схема Спутника-а.
- •3. Площадные системы заводнения.
- •Билет №9
- •1. Область применения винтовых установок уэвн и ушвн.
- •2. Принципиальная схема Спутника-в.
- •3. Рядные системы заводнения.
- •Билет №10
- •1. Технология эксплуатации скважин высокодебитного фонда.
- •2. Классификация трубопроводов.
- •3. Основные виды внутриконтурного заводнения.
- •Билет №11
- •1. Показатели использования фонда скважин, оборудованных уэцн.
- •2. Определение потерь напора на трение для всех режимов.
- •3. Упругий режим.
- •Билет №12
- •1. Геолого-физические критерии применения методов воздействия на пзп нагнетательных скважин.
- •2. Порядок определения пропускной способности трубопровода графоаналитическим методом.
- •3. Гравитационный режим.
- •Билет №13
- •1. Несовершенство скважин и его учет.
- •2. Порядок определения диаметра трубопровода графоаналитическим методом.
- •3. Режим растворенного газа.
- •Билет №14
- •1. Особенности исследования нагнетательных скважин.
- •2. Расчет оптимального диаметра трубопровода.
- •3. Газонапорный режим.
- •Билет №15
- •1. Методы снижения пусковых давлений газлифтных скважин.
- •2. Схемы газосборных коллекторов.
- •3. Суть жидкого упругого водонапорного режима.
- •Билет №16
- •1. Ликвидация песчаных пробок в скважинах.
- •2. Состав и структура солеотложений в системе сбора.
- •3. Что такое гнк и внк?
- •Билет №17
- •1. Способы борьбы с вредным влиянием газа на работу шсну.
- •2. Методы удаления солеотложений в системе сбора.
- •3. Как определить текущий кин?
- •Билет №18
- •1. Коэффициент подачи шсну.
- •2. Состав и классификация аспо в системе сбора.
- •3. Перечислить факторы, влияющие на полноту извлечения нефти на объектах разработки (конечный кин).
- •Билет №19
- •1. Осложнения при газлифтной эксплуатации.
- •2. Основные факторы образования аспо в системе сбора.
- •3. Какие технологии используются в регулировании разработки нефтяных месторождений?
- •Билет №20
- •1. Исследование скважин с уэцн.
- •2. Метода предотвращения и борьбы с аспо в системе сбора.
- •3. Технология форсированных отборов из нефтяных пластов.
- •Билет №21
- •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).
- •Билет №22
- •1. Газлифтные клапана, их назначение.
- •2. Факторы коррозионного воздействия на трубопровод.
- •Минерализация воды
- •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.
- •Билет №24
- •1. Достоинства газлифтной эксплуатации.
- •2. Защита трубопроводов от внешней коррозии.
- •3. Сущность барьерного заводнения.
- •Билет №25
- •1. Регулирование работы скважин с шсну.
- •2. Основные факторы, вызывающие пульсацию и влияющие на их величину и частоту.
- •3. Особенности строения нефтегазовых залежей (месторождений).
- •Билет №26
- •1. Вывод скважин на режим, оборудованных уэцн.
- •2. Схема предварительного разгазирования нефти. Понятие сепарации и ступени сепарации.
- •3. Привести диапазон значений кин для нефтяных и нефтегазовых месторождений (объектов разработки).
- •Билет №27
- •1. Освоение добывающих скважин.
- •2. Назначение сепараторов.
- •3. Как обосновываются коэффициенты вытеснения, коэффициенты охвата воздействием и коэффициенты заводнения?
- •Билет №28
- •1. Состав жидкостей разрыва при грп.
- •2. Классификация сепараторов.
- •3. Дать представление об обосновании коэффициентов нефтеотдачи (кин) на стадии составления технологических схем на разработку нефтегазовых месторождений.
- •Билет №29
- •1. Область применения ско.
- •2. Определение эффективности работы сепаратора.
- •3. Технологии интенсификации разработки нефтяных месторождений.
- •Билет №30
- •1. Освоение нагнетательных скважин.
- •2. Конструкция горизонтального сепаратора с упог.
- •3. Методы регулирования разработки нефтяных месторождений.
- •Билет №31
- •1. Методы снижения пускового давления газлифтных скважин.
- •2. Конструкция гидроциклонного сепаратора.
- •3. Методика разукрупнения эксплуатационных объектов нефтяных месторождений.
- •Билет №32
- •1. Ликвидация парафино-гидратных пробок в скважинах.
- •2. Конструкция совмещенной установки разделения скважиной продукции.
- •3. Гидродинамическая сущность и технология внедрения циклического заводнения нефтяных месторождений.
- •Билет №33
- •1. Ловильный инструмент для крс.
- •2. Расчет количества газа, выделившегося по ступеням сепарации.
- •3. Проблема увеличения нефтеотдачи и ее современное состояние. Классификация методов увеличения нефтеотдачи.
- •Билет №34
- •1. Приобщение пластов.
- •2. Допущения принятые при расчете сепараторов. Скорость осаждения при ламинарном режиме осаждения.
- •3. Порядок выполнения авторского надзора за разработкой нефтегазовых месторождений.
- •Билет №35
- •1. Виды индикаторных диаграмм.
- •2. Схема глобул воды в нефти. Типы эмульсий.
- •3. Порядок создания, утверждения и реализации отраслевых регламентов в нефтяной промышленности.
- •Виды гидродинамических исследований на скважинах, оборудованных уэцн.
- •Классификация эмульсий в зависимости от плотности сред и содержания парафинов, смол и асфальтенов.
- •Задачи, решаемые в анализе разработки нефтяных месторождений.
- •Билет №37
- •Факторы, снижающие подачу шсн.
- •Необходимость обезвоживания нефти на нефтяных месторождениях.
- •Задачи, стоящие перед технологическими схемами на разработку нефтегазовых месторождений.
- •Билет №38
- •Влияние газа и вязкости жидкости на рабочие характеристики эцн.
- •Факторы, влияющие на образование эмульсий.
- •Перечислить основные документы на разработку нефтяных месторождений втечение основного периода разработки.
- •Билет №39
- •Виды и условия фонтанирования скважин.
- •Предотвращение образования стойких эмульсий.
- •Перечислить задачи, решаемые при геолого–промысловом изучении залежей нефти.
- •Билет №40
- •Мероприятия по предупреждению образования аспо при эксплуатации скважин.
- •Основные методы разрушение эмульсий.
- •3. Задачи гидродинамических методов контроля за разработкой нефтяных месторождений.
- •Билет №41
- •Жидкости и материалы для проведения грп.
- •Применение пав в качестве деэмульгаторов.
- •Задачи геофизических методов контроля за разработкой нефтяных месторождений.
- •Билет №42
- •Этапы проведения грп.
- •Внутритрубная деэмульсация нефти. Схема.
- •Задачи промысловых методов контроля за разработкой нефтяных месторождений.
- •Пр. Скважинные дебито- и расходометрические исследования Термодинамические исследования скважин Билет №43
- •Системы газлифтных подъемников. Условие газлифтной эксплуатации.
- •Принципиальная схема гравитационного осаждения.
- •Методы контроля за разработкой нефтяных и нефтегазовых месторождений.
- •1.Задачи промысловых методов.
- •2.Задачи геофизических методов контроля:
- •3.Задачи гидродинамических методов контроля:
- •4. Задачи физико-химических методов:
- •Билет №44
- •Пусковое давление газлифтной скважины.
- •Установка термической подготовки нефти.
- •Разработка нефтяных месторождений при заводнении.
- •Билет №45
- •Влияние газа на работу шсну и методы его снижения.
- •Установка комплексной подготовки нефти.
- •Основные решения упругого режима, которые используются в расчетах при составлении проекта пробной эксплуатации.
- •Билет №46
- •Режимы откачки (работы) шсну.
- •Принципиальные схемы отстойных аппаратов различного типа.
- •Задачи проекта пробной эксплуатации.
- •Билет №47
- •Показатели использования фонда скважин, оборудованных шсну.
- •Задачи проекта пробной эксплуатации.
- •Билет №48
- •1. Критерии выбора объекта для проведения грп.
- •2. Схемы подогревателей нефти и печей.
- •3. Основные документы на разработку нефтяных месторождений (мелких и крупных).
- •Билет №49
- •1. Регулирование работы скважин с уэцн.
- •2. Электрогидраторы.
- •3. Стадии разработки нефтяных месторождений при заводнении и их характеристика. Ввод месторождения в разработку.
- •Билет №50
- •1. Регулирование работы скважин с уэцн.
- •2. Схемы совмещенных аппаратов.
- •3. Прогнозирование показателей разработки по фактическим данным с помощью характеристик вытеснения. Виды характеристик, условия и область их применения.
- •Билет №51
- •1. Исследование скважин с уэцн.
- •2. Схема расположения оборудования на наземном вертикальном цилиндрическом резервуаре.
- •3. Методики гидродинамических расчетов при прогнозировании показателей разработки нефтяного месторождения.
- •Билет №52
- •1. Причины консервации скважин.
- •2. Схема работы гидравлического предохранительного клапана и устройство дыхательного клапана.
- •3. Основные технико-технологические ограничения, накладываемые на модели пластов при проектировании разработки нефтяных месторождений.
- •Билет №53
- •1. Факторы, снижающие подачу шсн.
- •2. Огневой предохранитель. Устройство и принцип действия.
- •Билет №54
- •1. Область применения шсну.
- •2. Методы снижения потерь углеводородов при испарении нефти в резервуарах.
- •3. Модели процесса вытеснения нефти водой. Функция Бакли-Леверетта. Расчет непоршневого вытеснения нефти водой.
- •Факторы, учитываемые при подборе исполнения, типоразмера и определения глубины спуска уэцн.
- •Типы моделей пластов (объектов разработки).
- •Билет №56
- •Методы борьбы с отложениями аспо в скважинах с уэцн.
- •Назначение установок подготовки воды упсв.
- •Принципы выделения эксплуатационных объектов при проектировании систем разработки нефтегазовых месторождений в Западной Сибири.
- •Билет №57
- •Регулирование работы скважин с шсну.
- •Геолого - промысловое изучение залежей нефтей в многопластовом месторождении.
- •Билет №58
- •Назначение и сущность метода исследований на установившихся режимах.
- •Последовательность работ в проектировании рациональной системы разработки нефтяного месторождения.
- •Билет №59
- •1. Производительность шсну.
- •2. Схемы водозаборов.
- •3. Основные критерии в выборе системы разработки для конкретного месторождения.
- •Билет №60
- •1. Определение глубины спуска уэцн из условия рациональной эксплуатации скважин.
- •2. Схема улавливания легких фракций углеводородов.
- •3. Системы разработки нефтяных месторождений (понятие о системе разработки и классификация систем разработки).
- •2. С ппд (-законтурное заводнение;
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.