- •Билет №1.
- •2. Функции системы сбора и подготовки скважинной продукции.
- •3. Причины обводнения нефтедобывающих скважин.
- •Билет №2.
- •1. Способы регулирования подачи и напора уэцн.
- •2 . Основные элементы системы сбора скважинной продукции нефтяных месторождений.
- •3. Назначение систем поддержания пластового давления.
- •Билет №3.
- •1. 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 заводнения.
- •Билет №10.
- •1. Технологии предупреждения и удаления аспо в скважинах, оборудованных уэцн.
- •2. Классификация трубопроводов.
- •3. Основные виды внутриконтурного заводнения.
- •Билет №11.
- •1. Показатели использования фонда скважин.
- •2. Определение потерь напора на трение для всех режимов течения жидкостей.
- •3. Источники пластовой энергии.
- •Билет №12.
- •1. Виды гтм, применяемых на нагнетательных скважин.
- •2. Графоаналитический метод определения пропускной способности трубопроводов.
- •3. Режимы эксплуатации залежей.
- •Билет №13.
- •1. Виды несовершенства скважин и его учет.
- •2. Графоаналитический метод определения диаметра трубопровода.
- •3. Эксплуатация залежи в режиме растворенного газа.
- •Билет №14.
- •1. Технология исследования нагнетательных скважин.
- •2. Методы определения оптимального диаметра трубопровода.
- •3. Разработка нефтегазовых залежей с газовой шапкой.
- •Билет №15.
- •1. Методы снижения пусковых давлений газлифтных скважин.
- •2. Схемы газосборных коллекторов.
- •3. Виды неоднородности коллекторов.
- •Билет №16.
- •1. Параметры, контролируемые при выводе скважин на режим.
- •2. Состав и структура солеотложений в системе сбора скважинной продукции.
- •3. Зоны разделы фаз в нефтегазовых залежах с краевыми водами.
- •Билет №17.
- •1. Особенности насосной добычи нефтей с большим газосодержанием.
- •2. Методы удаления солеотложений в системе сбора скважинной продукции.
- •3. Методы определения кин.
- •Билет №18.
- •1. Определение коэффициента подачи ушсн.
- •2. Состав и классификация аспо в системе сбора скважинной продукции.
- •3. Критерии выбора объектов для проведения грп.
- •Билет №19.
- •1. Газлифтная эксплуатация скважин.
- •2. Основные факторы образования аспо в системе сбора скважинной продукции.
- •3. Технологии регулирования разработки нефтяных месторождений.
- •Билет №20.
- •1. Виды и технологии гидродинамических исследований скважин с уэцн.
- •2. Технологии предотвращения и борьбы с аспо в системе сбора скважинной продукции.
- •3. Технология и назначение форсированных отборов нефти.
- •Билет №21.
- •1. Коэффициент подачи ушсн.
- •2. Виды коррозии в системе сбора скважинной продукции.
- •3. Назначение и область применения потокоотклоняющих технологий.
- •Билет №22.
- •1. Оптимизация режимов работу уэцн.
- •2. Факторы коррозионного воздействия на трубопровод.
- •2. Содержание кислорода в воде
- •3. Парциальное давления со2
- •4. Минерализация воды
- •5. Давление
- •3. Методика определения технологической эффективности гтм.
- •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. Технология и область применения барьерного заводнения.
- •Билет №25.
- •1. Методы регулирования работы скважин с ушсн.
- •2. Основные факторы, вызывающие пульсацию и влияющие на их величину и частоту.
- •3. Особенности геологического строения разработки нефтегазовых залежей.
- •Билет №26.
- •1. Назначение и технологии проведения кислотных обработок добывающих скважин.
- •2. Схема предварительного разгазирования нефти. Понятие сепарации и ступеней сепарации.
- •3. Классификация месторождений по величине извлекаемых запасов.
- •Билет №27.
- •1. Назначение и технология проведения гди.
- •2. Назначение сепараторов.
- •3. Технологии разработки многопластовых месторождений.
- •Билет №28.
- •1. Технологии управления продуктивностью скважин.
- •2. Классификация сепараторов.
- •3. Методы определения типа залежи по составу углеводородов и их относительной плотности.
- •Билет №29.
- •1. Методы обоснования способов эксплуатации скважин.
- •1. Величина пластового давления:
- •2. Коэффициент
- •4. Фильтрационные характеристики призабойной зоны (коэффициенты подвижности и гидропроводности).
- •5. Имеющиеся в распоряжении технические средства снижения забойного давления.
- •2. Методы определения эффективности работы сепаратора.
- •3. Технологии интенсификации разработки нефтяных месторождений.
- •Билет №30.
- •1. Технологии освоения нагнетательных скважин.
- •3. Технологии регулирования разработки нефтяных месторождений.
- •Билет №31.
- •1. Технологии вторичного вскрытия пластов.
- •2. Конструкция гидроциклонного сепаратора.
- •3. Категории запасов нефти.
- •Билет №32.
- •1. Методы интерпретации квд и определяемые по ним параметры.
- •2. Конструкция совмещенной установки разделения скважиной продукции.
- •3. Характеристика и методы определения стадий разработки нефтяных месторождений.
- •Билет №33.
- •1. Теплофизические методы воздействия на пзп.
- •Билет №34.
- •2. Скорость осаждения при ламинарном режиме.
- •3. Последовательность разработки и назначение проектных документов на разработку нефтяных месторождений.
- •Билет №35.
- •1. Назначение, технология проведения и интерпретация результатов гидропрослушивания.
- •2. Схема глобул воды в нефти. Типы эмульсий.
- •3. Назначение и технология проведения трассерных исследований нефтяных месторождений.
- •Билет №36.
- •1. Схемы оборудования устья добывающих скважин.
- •2. Классификация эмульсий в зависимости от плотности сред и содержания парафинов, смол и асфальтенов.
- •3. Методы подсчета запасов нефти и растворенного газа.
- •Билет №37.
- •1. Причины разрушения прискважинной зоны пласта при добыче нефти.
- •2. Технологии дегидратации нефти.
- •3. Особенности разработки нефтяных месторождений на завершающей стадии.
- •Билет №38.
- •1. Основные причины выхода из строя уэцн и методы борьбы с ними.
- •2. Факторы, влияющие на образование эмульсий.
- •3. Технологии совместной разработки многопластовых залежей.
- •Билет №39.
- •1. Виды и условия фонтанирования скважин.
- •2. Предотвращение образования стойких эмульсий.
- •3. Особенности разработки низкопроницаемых и неоднородных коллекторов.
- •Билет №40.
- •1. Технологии предупреждения образования солеотложений при эксплуатации скважин.
- •2. Основные методы разрушение эмульсий.
- •3. Технологии выработки остаточных запасов нефти.
- •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.
- •1. По способу приведения в действие:
- •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.
- •2. Установка комплексной подготовки нефти.
- •3. Основные теории фильтрации жидкости в пористой среде.
- •Билет №46.
- •1. Назначение и технология проведения термометрических исследований скважин.
- •2. Принципиальные схемы отстойных аппаратов различного типа.
- •3. Категории скважин.
- •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.
- •2. Схемы подогревателей нефти и печей.
- •3. Методы построения гидродинамических моделей нефтяных месторождений.
- •Билет №49.
- •1. Определение параметров пласта по данным исследования скважин.
- •2 . Электродегидраторы, конструкция, область применения.
- •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 №51.
- •1. Схема уэцн и назначение узлов.
- •2. Схема расположения оборудования на наземном вертикальном цилиндрическом резервуаре.
- •3. Постоянно действующие геолого-гидродинамические модели.
- •Билет №52.
- •1. Причины и технологии консервации скважин.
- •2. Схема работы гидравлического предохранительного клапана и устройство дыхательного клапана.
- •3. Правовые условия разработки нефтяных месторождений.
- •Билет №53.
- •1. Классификация методов интенсификации притока.
- •2. Огневой предохранитель. Устройство и принцип действия.
- •3. Основные типы нефтегазовых залежей.
- •Билет №54.
- •1. Осложнения, возникающие при работе скважин, оборудованных шсну.
- •2. Методы снижения потерь углеводородов при испарении нефти в резервуарах.
- •3. Функция Бакли-Леверетта. Расчет непоршневого вытеснения нефти водой.
- •Билет №55.
- •1. Причины снижения производительности уэцн.
- •2. Схема газоуловительной системы с газосборником.
- •3. Типы моделей пластов (объектов разработки).
- •Билет №56.
- •1. Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин.
- •2. Назначение установок подготовки воды упсв.
- •3. Закачка в пласты водных растворов пав, полимеров, щелочей, кислот, мицеллярных растворов.
- •Билет №57.
- •1. Системы защиты уэцн от солеотложений.
- •3. Термические методы увеличения нефтеотдачи.
- •Билет №58.
- •1. Регулирование работы фонтанных скважин.
- •2. Схема резервуара – флотатора.
- •3. Методы подсчета запасов нефтяного месторождения.
- •1)Метод материального баланса
- •2) Статистический метод (метод кривых)
- •3)Объемный метод
- •Билет №59.
- •1. Способы эксплуатации скважин на завершающей стадии разработки месторождений.
- •2. Схемы водозаборов.
- •3. Методы утилизации попутного нефтяного газа.
- •Билет №60.
- •1.Движение газожидкостных смесей в вертикальных трубах.
- •2.Схема улавливания легких фракций углеводородов.
- •3.Особенности разработки нефтяных оторочек.
Билет №45.
1. Влияние газа на работу шсну и методы его снижения.
Влияние газа в откачиваемой ж-ти учитывается коэф-том наполнения цилиндра насоса. Он равен отношению объема ж-ти Vж, поступившей в насос, ко всему объему смеси Vсм, состоящему из объема ж-ти Vж и объема свободного газа Vг :bн=Vж /Vсм=Vж /Vг+Vж=_1/Vг+Vж=1/1+R, где R-газовый фактор при т-туре Tпр, и давлении pпр на приеме насоса. Ф-ла не учитывает наличия в ШСНУ вредного пр-тва и его влияние на коэф-т наполнения при откачке газированной ж-ти. Поэтому ф-ла дает завышанный bн Вредным пр-твом ШСН называют объем, заключенный м/у всасывающим и нагнетательным клапанами насоса при крайнем нижнем положении плунжера. При ходе плунжера вниз ГЖС под ним сжимается до давления, равного давлению над плунжером, кт достаточно велико. Газ растворяется в ж-ти и, в частности в той, кт находится во вредном пр-тве. При последующем ходе вверх давление под плунжером падает до давления на приеме насоса. Р-ренный газ выделяется и задерживает открытие всасывающего клапана, пока давление не упадет до давления приема. В результате под плунжер поступает меньшее кол-во смеси.
А.С.Вирновский предложил формулу, учитывающую вредное пространство насоса.
, где ,
kвр- коэффициент, характеризующий долю вредного пространства, Vвр – объём цилиндра под плунжером насоса при его крайнем нижнем положении (между всасывающим и нагнетательным клапанами), в котором (объёме) к концу хода плунжера вниз остаётся газ в сжатом и в растворённом состояниях,R’-газовое число,Vг – объём свободного газа при давлении Рвсц.
Для сепарации газа от ж-ти до ее поступления в насос на приеме устанавливают защитные приспособления, кт наз-ся газовыми якорями. При наличии в скв газа или песка применяют комбинированные газопесочные якоря.
Снижение отрицательного влияния газа на работу ШСНУ: 1) увеличение погружения насоса под Ндин; 2) Установление длинноходового режима 3) для сепарации газа от ж-ти до ее поступления в насос на приеме устанавливают защитные приспособления, кт наз-ся газовыми якорями. При наличии в скв газа или песка применяют комбинированные газопесочные якоря ;4)применение спец. насосов; 5)спуск хвостовика под насос малого диаметра.
2. Установка комплексной подготовки нефти.
Н а УКПН осуществляются процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти.
l-сырая нефть;ll-товарная нефть; lll- вода;lV-широкая фракция легких углеводородов;V-деэмульгатор.
1-сырьевой резервуар; 2-насос; 3-кожухотрубчатый теплообменник; 4-печь; 5-отстойник; 6-электродегидратор; 7-стабилизационная ректификационная колонна; 8-холодильник – конденсатор.
Стабилизационная колонна необходима для отделения легких, частично бензиновых фракций.
3. Основные теории фильтрации жидкости в пористой среде.
Закон Дарси – закон фильтрации жидкости и газов в пористой среде. Получен экспериментально. Выражает зависимость скорости фильтрации флюида от градиента напора. Определяет расход однородной жидкости через пористую среду при ламинарном режиме потока.
Формула Дарси:
где Кф – коэф. фильтрации – зависит как от природы пористой среды, так и от св-в фильтрующейся жидкости. Имеет размерность скорости и хар-ет скорость потока через единицу площади сечения, перпендикулярного к потоку, под действием единичного градиента напора. Применяется только для однородной ж-ти.
Для разработки месторождений наибольшее значение имеет плоскорадиальный тип течения (приток к скважине).
Формула Дюпии:
где К – коэф проницаемости, который не зависит от св-в ж-ти и является динамической хар-кой только пористой среды. Размерность или 1 Д (Дарси) =1,02* .
Коэф фильтрации и проницаемости связаны м/ду собой соотношением: