- •1 Физико-химические свойства нефти, её состав и качественная характеристика.
- •2 Пластовый нефтяной газ, его состав и физические свойства. Понятие о газовом факторе и давлении насыщения.
- •3 Физико-химические свойства пластовых вод.
- •4 Основные понятия о природных коллекторах нефти и газа. Физико-химические свойства коллекторов: пористость, проницаемость, удельная поверхность.
- •5 Режимы нефтяных залежей: водонапорный, газонапорны1, гравитационный, комбинированный.
- •6 Давление и температура в недрах земной коры. Понятие о геотермической ступени. Давление и температура в нефтяных и газовых скважинах.
- •7 Понятие о выделении эксплуатационных объектов. Базисные возвратные объекты.
- •8 Понятие о системе разработки нефтяных и газовых месторождений. Условия выбора системы разработки месторождений. Понятие о коэффициенте нефтеизвлечения.
- •9 Система разработки месторождений с воздействием на пласт. Основные методы воздействия на пласт.
- •10 Сущность добычи нефти скважинными с боковой зарезкой ствола. Достоинства и недостатки.
- •11 Основные принципы проектирования разработки месторождений нефти и газа.
- •12 Добыча нефти горизонтальными скважинами. Достоинства и недостатки в сравнении с добычей вертикальными скважинами.
- •13 Стадии разработки залежей нефти и газа и их характеристики.
- •14 Область применения газлифтного способа добычи нефти. Преимущества и недостатки.
- •15.16 Понятие о регулировании разработки месторождений. Методы регулирования.
- •17 Особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений.
- •18 Условия притока нефти к скважинам. Понятие о коэффициенте продуктивности.
- •19 Классификация методов заводнений. Понятие о законтурном, внутриконтурном, приконтурном заводнении. Очаговое и площадное заводнения.
- •20 Технология импульсно-дозированного воздействия на пласт с паузой (идтвп) и особенности её применения. Эффективность в сравнении с аналогами.
- •21 Освоение нефтяных скважин. Способы вызова притока жидкости к забою скважин.
- •22 Способы и методы увеличения проницаемости призабойной зоны пласта и продуктивности скважин. Выбор способов воздействия на пзп.
- •23 Кислотные обработки скважин и их разновидности. Цели обработок.
- •24 Полимерное воздействие на пласт. Технология холоднополимерного (хвп) и термополимерного воздействия. Эффективность методов.
- •25 Целесообразность и условия применения раздельной эксплуатации нескольких пластов в одной скважине.
- •26 Периодическая эксплуатация малодебитных скважин
- •27 Сущность тепловых методов воздействия на пласт. Особенности выбора теплоносителя.
- •28 Методы увеличения нефтеотдачи пластов, их классификация и отличительные особенности.
- •29 Технология повышения нефтеотдачи методом теплоциклического воздействия на пласт и эффективность его применения.
- •30 Пластовая энергия, силы движения и сопротивления, действующие в залежах нефти и газа.
- •31 Методы птв и вгв. Условия, эффективность и ограничения по их применению.
- •32 Сущность, технология и оборудование для проведения гидроразрыва пласта.
- •33 Тепловые методы прогрева призабойной зоны пласта скважин.
- •34 Понятие о плотности сетки скважин. От каких факторов зависит выбор сетки скважин.
- •35 Конструкция скважин. Основные требования к конструкции скважин.
- •36 Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин. Подъём газожидкостных смесей по вертикальным трубам. Условия фонтанирования.
- •37 Регулировка работы фонтанной скважины.
- •38 Оборудование устья фонтанных скважин. Обвязка фонтанных скважин с выкидной линией.
- •39 Добыча нефти штанговыми насосами. Схема работы штанговой насосной установки. Коэффициент наполнения и подачи штангового насоса.
- •40 Штанговые глубинные насосы, их виды и размерный ряд. Основные узлы и детали.
- •41 Исследование насосных скважин. Измерение пластового давления, уровней и нагрузок штанги.
- •42 Насосные штанги. Маркировка и характеристика штанг.
- •43 Насосно-компрессорные трубы и их значение.
- •44 Станки-качалки и их устройство. Размерный ряд станков-качалок, их выбор по грузоподъёмности.
- •45 Газлифтная эксплуатация скважин. Однорядные и двухрядные подъёмники.
- •46 Эксплуатация скважин электроцентробежными погружными насосами. Основные узлы уэцн и их названия.
- •47 Оборудование устья скважин с электропогружным насосом. Монтаж и эксплуатация уэцн.
- •48 Оборудование устья насосных скважин.
- •49 Основные сведения о винтовых насосах для добычи высоковязких нефтей.
- •50 Оборудование устья нефтяных скважин. Назначение колонной головки.
- •51 Технология и оборудование для проведения кислотных обработок скважин.
- •52 Борьба с отложениями парафина при эксплуатации скважин штанговыми насосами.
- •53 Осложнения при эксплуатации скважин штанговыми насосами.
- •54 Причины и факторы снижения проницаемости призабойной зоны пласта.
- •55 Осложнения в работе фонтанных скважин. Методы борьбы с отложениями парафина, смол, солей, очистка от песчаных пробок.
- •56 Виды транспорта нефти и их сравнительная эффективность.
- •57 Технология схемы подготовки нефти и газа. Оборудование для обезвоживания и обессоливания нефти. Показатели качества товарной нефти.
- •58 Внутрипромысловые схемы сбора, транспорта нефти и газа. Классификация трубопроводов.
- •59 Открытый и закрытый забой скважин. Цементирования скважин.
- •60 Перфорация скважин. Виды перфораций и их сравнительная характеристика.
- •61 Понятие о заканчивании скважин. Основные требования к заканчиванию в строительстве скважин.
- •62 Агрегаты и оборудование для производства крс и прс.
- •63 Сущность, технология и оборудование для щелевой разгрузки пласта. Комбинированные методы воздействия на пзп.
- •64 Принципиальные схемы и оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации двух и более пластов в одной скважине. Критерии выбора схем орэ. Особенности эксплуатации скважин.
- •65 Внутрипластовое горение.
- •66 Обработка скважин оксидатом.
31 Методы птв и вгв. Условия, эффективность и ограничения по их применению.
Паротепловое воздействие на пласт (ПТВ) и воздействие горячей водой (ВГВ)
Применяемый традиционный способ паротеплового воздействия на нефтяной пласт заключается в закачке расчетного объема теплоносителя через нагнетательные скважины, создание тепловой оторочки и последующее продвижение ее по пласту в сторону добывающих скважин закачиваемой ненагретой водой. Увеличению нефтеизвлечения при ПТВ способствуют несколько факторов. 1)за счет снижения вязкости нефти; 2)за счет эффекта термического расширения(нефть может расширяться, за счет чего появляется дополнительная энергия для вытеснения пластовых жидкостей); 3)за счет газонапорного режима; 4)за счет увеличения подвижности нефти. 5)после конденсации идет вытеснение нефти конденсатом(водой). Эффективность процесса вытеснения нефти теплоносителями зависит от термодинамических условий пласта, свойств пластовых жидкостей, пористой среды, применяемой технологии и других факторов и может изменяться в широких пределах. При принятии решения об использовании паротеплового воздействия необходимо учитывать, что нефтеизвлеченная толщина продуктивного пласта должна быть не менее 6 м. Процесс вытеснения нефти паром (в случае если толщина пласта менее 6 м) будет неэкономичным из-за значительных потерь теплоты через кровлю и подошву залежи. Глубина залегания пласта не должна превышать 1000 м из-за потерь теплоты в стволе скважины, которые достигают примерно 3% на каждые 100 м глубины скважины. Если общие потери теплоты в стволе скважины и в пласте превышают 50% от поступившей к устью скважины теплоты, то процесс паротеплового воздействия будет неэффективным и неэкономичным.
32 Сущность, технология и оборудование для проведения гидроразрыва пласта.
Гидравлический разрыв пласта - технологический процесс увеличения проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта за счет образования трещин или расширения и углубления естественных трещин. Для этого в ПЗП закачивается жидкость под высоким давлением. В образовавшиеся при этом трещины вместе с жидкостью закачивается отсортированный кварцевый песок, чтобы не сомкнулись трещины после снятия давления на пласт. Трещины, бывают шириной 2-4 мм, могут достигать в длину нескольких десятков метров и, соединяясь между собой, увеличивают проницаемость ПЗП. Дебиты скважин после ГРП увеличиваются в 2 и более раза. Гидравлический разрыв пласта применяется: 1.для повышения добычи нефти из скважин с сильно загрязненной ПЗП; 2.с целью обеспечения связи скважины с естественными трещинами; 3.для ввода в разработку низкопроницаемых залежей; 4.с целью увеличения темпов отбора нефти и повышения конечного нефтеизвлечения; 5.для увеличения продуктивности нефтяных скважин; 6.для увеличения приемистости нагнетательных скважин; Не рекомендуется проводить ГРП в скважинах, расположенных вблизи водонефтяных и газонефтяных зон. ГРП производят в следующем порядке. В скважину спускаются НКТ, а выше кровли продуктивного пласта или пропластка, в котором планируется провести ГРП, устанавливают пакер. Скважину промывают с целью очистки забоя от глины и механических примесей. Затем в скважину по НКТ нагнетается жидкость разрыва в объемах, необходимых для создания на забое давления, необходимого для разрыва пласта. Пакер спускается для предохранения обсадной колонны от воздействия высокого давления, создаваемого насосами во время ГРП. Он разобщает зону продуктивного пласта от вышележащей части скважины. При этом давление, создаваемое насосными агрегатами, действует только на пласт или пропласток и на нижнюю часть пакера. Жидкости для ГРП: жидкость разрыва (должна хорошо проникать в пласт и в естественно существующие в нем трещины), жидкость-песконоситель (для подачи песка с поверхности в образуемые в пласте трещины) и продавочная жидкость. Закачивают жидкость разрыва в скважину до тех пор. Пока не установиться давление на устье. Применяется также направленный гидроразрыв пласта. После проведения дополнительной пескоструйной перфорации производиться гидравлический разрыв пласта по обычной технологии. К основному оборудованию для ГРП относятся: - насосные агрегаты; - пескосмесительные установки; - автоцистерны для перевозки жидкостей; - агрегаты для перевозки блока манифольда; - агрегаты для перевозки наполнителя и т.д.