- •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 №56
Методы борьбы с отложениями аспо в скважинах с уэцн.
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.
Важнейшей характеристикой образования твердой фазы является температура кристаллизации парафина, характеризующая появление в смеси углеводородов первых микрокристаллов парафина. 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: применение труб с внутризащитными покрытиями(превентивные методы), химические – ПАВ,ингибиторы парафиновых отложений,модификаторы в жидком и твердом состоянии,депрессаторы, тепловые - (периодическая закачка в затрубное пространство скважин горячей нефти, газоконденсата, перегретого пара или паровоздушной смеси), 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.
Назначение установок подготовки воды упсв.
На современном нефтяном месторождении суточный расход воды может достигать сотен тысяч кубических метров. Самыми крупными потребителями воды являются цехи поддержания пластового давления (ППД). Количество нагнетаемой в продуктивный пласт воды зависит от многих факторов и определяется для каждого участка или месторождения специальными расчетами. Для предварительных расчетов можно принимать расход воды: при площадном заводнении в среднем 1,5-2,0 м на 1 т добываемой нефти и при законтурном заводнении - 2,0-2,5 м на 1 т добываемой нефти.
Для поддержания пластового давления в залежь можно нагнетать как природные (в большинстве случаев пресные или слабоминерализованные), так и сточные (дренажные) воды, состоящие в основном из пластовых (-85%), пресных (-10-12%) и ливневых (-5%) вод.
Пресные и сточные воды могут содержать различные примеси органического и неорганического происхождения.
Пресные природные воды могут содержать незначительное количество солей (1000 мг/л=1 г/л), различные газы, механические примеси, гидрозакись Fe(OH)2 и гидроокись Fe(OH)3 железа и микроорганизмы, влияющие в той или иной степени на процесс заводнения пластов. Механические примеси и микроорганизмы, содержащиеся в нагнетаемой воде, заливают поверхность фильтрации и закупоривают поровые каналы продуктивного пласта, снижая приемистость нагнетательных скважин. Для борьбы с микроорганизмами (бактериями) сейчас широко применяют хлорирование пластовой воды, а также обработку формалином.
В сточных водах могут содержаться капельки нефти, гидраты окиси Fe(OH)3 и закиси Fe(OH)2 железа, а также большое количество солей, доходящее до 300000 мг/л (300 г/л).
Микроорганизмы и водоросли, находящиеся в нагнетаемой в пласт воде (особенно сульфатвосстанавливающие бактерии), могут образовывать до 100 мг/л сероводорода (H2S), который на поздней стадии разработки месторождения, поднимаясь вместе с нефтью на поверхность, корродирует обсадные и фонтанные трубы и всю поверхностную систему сбора нефти, газа и воды, выводя ее из строя. Поэтому для воды, предназначенной для закачки в продуктивные пласты, приходится сооружать установки по очистке. Чем чище вода, закачиваемая в пласт, тем больше приемистость нагнетательных скважин и тем меньше необходимое их количество, а, следовательно, и меньше расходы, связанные с поддержанием пластового давления.
Степень очистки сточных вод должна быть такой, чтобы сохранялась устойчивая приемистость нагнетательных скважин при невысоком давлении (10 МПа) закачки. Нормы допустимого содержания в закачиваемой воде механических, химических и органических прие
имесей должны устанавливаться на основании лабораторных исследований и опытной закачки воды в скважины.
К очистке воды для каждого месторождения подход должен быть индивидуальным, и там, где проницаемость продуктивных коллекторов нагнетательных скважин высокая, нет необходимости в сооружении сложных и дорогостоящих установок.