- •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 42
1)Этапы проведения грп.
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) заключается в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся трещины нагнетают песок, чтобы после снятия давления трещина не сомкнулась. Трещины, образовавшиеся в пласте, являются проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин может достигать нескольких десятков метров, ширина их 1-4 мм. После гидроразрыва пласта производительность скважины часто увеличивается в несколько раз.
Этапы проведения:
При проведении ГРП выделяется 5 этапов:
1. Опрессовка линии высокого давления на 70 МПа, калибровка предохранительного клапана
2. Мини-разрыв пласта с помощью закачки в пласт небольшого кол-ва жидкости разрыва 10-12 м3 под давлением порядка 65МПа, после чего скважина закрывается на устье и отслеживается изменение давления. На основании полученных определяется эффективность жидкости разрыва, механические с-ва породы и корректируются технологические параметры основного ГРП (давления расходы, концентрации).
3. Создание трещины. Расход жидкости поддерживается порядка 5-6 м3/мин
4. Закрепление трещины, путем подачи пропанта в жидкость разрыва
5. Подача продавочнй жидкости
Непосредственно операция ГРП начиная с расстановки оборудования и заканчивая мобилизацией оборудования для ГРП объемом 25 т пропанта и при отсутсвии осложнений в работе занимает порядка 6 часов. Весь процесс ГРП начиная с подготовки скважины для ГРП и заканчивая выводом скважины на режим занимает около полумесяца при отсутствии осложнений. Проведению ГРП предшествует составлению проекта на ГРП, в котором исходя из поставленных целей, геологии пласта в районе скважины и технического состояния скважины обосновывается технология воздействия.
2)Внутритрубная деэмульсация нефти.
Широко стала применятся в последнее время с появлением высокоэффективных деэмульгаторов (дипроксамин-157, сепарол, дисолван-4411,4440 и др.).
Сущность метода как процесса разрушения эмульсии базируется на следующем положении.
В поток нефтяной эмульсии вводиться деэмульгатор, кот. перемешивается с ней при движении по трубам и разрушает её.
Эффективность внутритрубной деэмульсации зависит от след. Факторов:
1 Поверхностная активность деэмульгатора
2 Интенсивность и длительность перемешивания эмульсии с ПАВ.
3 Содержание воды в эмульсии и её дисперсность
4 Температура и темп её падения в трубопроводе
5 Физико-химические свойства нефтяной эмульсии
А- ввод деэмульгатора в поток нефтяной эмульсии при слабом турбулентном потоке.
1’-нефтянаяфаза с водой
2’-водная фаза
3’- ввод деэмульгатора
Б- поток эмульсии с ПАВом при развитой турбулентности
1- глобул в нефтяной эмульсии
2- деэмульгатор
В- взаимодействие реагента с каплями воды
Г- слияние капель воды
Д- расширительная камера в которой происходит резкое уменьшение скорости движения эмульсии и вывод пластовой воды из камеры.
Внутритрубная деэмульсация основана на том, что в эмульсию добавляют спец.элемент- деэмульгатор – это позволяет разрушить эмульсию в трубопроводе. Для каждого состава нефти подбирают наиболее эффективные деэмульгаторы.
– это искусственные поверхностно-активные вещ-ва (ПАВ) – их активность должна быть намного выше активности природных ПАВов, которые образуют оболочку глобул.
Механизм действия деэмульгатора: отсорбируясь на частичках природных эмульгаторов молекулы деэмульгаторов изменяют их смачиваемость, при этом поверхностное натяжение понижается.
При столкновении капель происходит их слияние, таким образом, процесс разрушения нефтяных эмульсий деэмульгатором зависит от:
Компонентного состава и св-в природных эмульгаторов.
Типа коллоидного химического св-ва и удельного расхода применяемого деэмульгатора.
Т, интенсивности и времени перемещивания эмульсии с реагентом.
Критерии выбора деэмульгатора: Производственными показателями эффективности явл:
Его расход на тонну нефти
Кач-во подготовленной нефти (содержание солей, мех.примесей, воды).
Минимальная Т и продолжительность отстоя.
Кач-во деэмульгированной воды.
Также деэмульгатор не должен приводить к повышенной скорости коррозии.
По своим св-ам деэмульгаторы делятся на ионогенные и не ионогенные.
Ионогенные:
при взаимодействии с пластовой водой образуют в-ва выпадающие в осадок.
При разделении эмульсии типа н/в не эффективно разделяют нефть от воды.
Имеют больший по сравнению с неионогенными удельный расход.
В настоящее время деэмульгатор этого типа практически не используется.
Неионогенные:
Не взаимодействуют с растворенными в пласт воде солями
Относительно маленький удельный расход (эти деэмульгаторы применяются исключительно для разрушения эмульсии типа в/н).
Стоимость неионогенного выше стоимости ионогенных
Обладают антикоррозиционными св-ми
Основные марки: 1)Сепарол;2)дисольван;3)доуфакс;4)виско-иностранные
1)СПНХ;2)ФЛЕК;3)Геркулес;4)АМ-7;5)ДИН- русские
Для предотвращения образования и разрушения уже образовавшихся нефтяных эмульсий широко применяются деэмульгаторы поверхностно-активные вещества (ПАВ), обладающие большей, активностью, чем эмульгаторы. Основное назначение деэмульгаторов заключается в том, чтобы вытеснить с поверхностного слоя капель воды эмульгаторы – естественные ПАВ, содержащиеся в нефти (асфальтены, нафтены, смолы, парафины) и в пластовой воде. Вытеснив с поверхностного слоя капель воды природные эмульгирующие вещества, деэмульгатор образует гидрофильный адсорбционный слой, в результате чего капельки воды при столкновении сливаются в более крупные капли и оседают. Чем эффективнее деэмульгатор, тем больше он снижает прочность «бронированного» слоя и тем интенсивнее происходит разрушение эмульсии.
Для более успешного разрушения и прекращения старения нефтяных эмульсий деэмульгаторы следует подавать на забой скважин и осуществлять «внутрискважинную» деэмульсацию. Деэмульгатор добавляется в кол-ве 15..20 г на тонну эмульсии. Тип и дозировка ПАВ для разрушения водонефтяных эмульсий опред-ся только экспертным путём.
ПАВ добавляется при:
- Механический метод + Хим. метод (ПАВ и отстой)
- Мех. метод + Термич.метод + Хим. метод (нагрев + ПАВ + отстой)
- Мех. метод + Термич.метод + Хим. метод + электр. метод (отстой + нагрев + ПАВ + электр. ток)