- •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;
Билет №39
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.