- •Билет №31
- •1)Технологии вторичного вскрытия пластов. Ударно-взрывные способы
- •Безударные методы вскрытия
- •Сплошное вскрытие.
- •2)Конструкция гидроциклонного сепаратора.
- •3)Категории запасов нефти.
- •Билет №32
- •1)Методы интерпретации квд и определяемые по ним параметры.
- •Билет №33
- •Билет №34
- •1) Технология приобщения пластов.
- •2)Скорость осаждения при ламинарном режиме.
- •3)Последовательность разработки и назначение проектных документов на разработку нефтяных месторождений.
- •Билет №35
- •1)Назначение, технология проведения и нтерпретация 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 нефтяного месторождения
- •Билет №37
- •1.Причины разрушения прискваженной зоны пласта при добычи 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
- •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.
3)Особенности разработки низкопроницаемых и неоднородных коллекторов.
Особенностью многих разрабатываемых пластов Западно-Сибирской нефтяной провинции является слабая нефтенасыщеность пласта, низкая проницаемость, и большая расчлененность и неоднородность. С этими факторами связаны следующие затруднения в разработке:
Проблема получения промышленного притока из пласта, отсутствует период фонтанирования, добыча сначала и до конца разработки механизированная.
Вторая проблема связана с подготовкой скважиной продукции. Уже в первые месяцы эксплуатации, скважины дают обводненную продукцию (20-30%), а это влечет дополнительные расходы на подготовку.
Трудности с выходом на проектный уровень нефтеотдачи,- необходимость применения густых сеток скважин, бурение боковых стволов как в варианте уплотнения сетки, так и в варианте ГС и площадных систем заводнения, ГТМ в значительных объемах, активное внедрение потокоотклоняющих технологий, увеличение давления закачки.
Низкая начальная нефтенасыщеность, заранее обуславливает низкую потенциальную нефтеотдачу.
Также необходимо качественное вскрытие продуктивного горизонта при бурении, в следствие того, что недонасыщенный коллектор начинает интенсивно насыщаться влагой бурового раствора, что приводит к резкому снижению фазовой проницаемости коллектора по нефти в ПЗП.
Много добывают балластной воды.
В результате получают конечный КИН около 0,25-0,3.
Все эти факторы ведут к увеличению себестоимости извлекаемой нефти. Примером данных явлений на месторождениях Западной Сибири служат Юрские отложения и отложения Ачимовской толщи.
Билет №40
1.Технологии предупреждения образования солеотложений при эксплуатации скважин.
ФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ
Магнитная обработка. Под действием магнитного поля растворенные соли меняют свою структуру, не осаждаются виде твердых отложений, выносятся как мелкодисперсные кристаллический «шлам». «+»простота конструкции; «-» необходимость монтажа подъемного оборудования, необходимость обработки продукции до начала кристаллизации солей, то есть, невозможность применения при солеобразовании в призабойной зоне пласта. Не предотвращает образование солей, и в целом его результаты неоднозначны.
Акустический метод. акустический излучатель создает колебания, которые предотвращают образование центров кристаллизации, что способствует срыву мелких кристаллов солей с поверхности. «-»сложность конструкции. Не предотвращает образование солей, а переносит образование солей в продукцию.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ
изменение технологических параметров. Изменение Pзаб путем изменения типоразмера ЭЦН и (или) глубины спуска. При этом изменяются термобарические условия. «-»применение возможно только при подземном ремонте на скважине, и в некоторых случаях можно получить снижение добычи нефти при уменьшении производительности УЭЦН.
Метод турбулизации потоков. сокращение сроков пребывания в скважине перенасыщенных растворов за счет увеличения скоростей восходящих потоков жидкости ухудшает условия для кристаллизации солей, способствует сокращению зарождающихся микрокристаллов и их прилипанию к поверхности оборудования.
выбор и подготовка агента в системе ППД. агент подбирается с учетом совместимости с пластовыми и попутно добываемыми водами. Из закачиваемого агента удаляется солеобразующий ион. «+»высокая эффективность, сохранение продуктивности скважин благодаря защите от солеотложения от с пласта, ПЗП и до системы нефтесбора. «-» сложность реализации, необходимость наличия нескольких источников воды для закачки, значительные затраты на подготовку агента и значительные затраты на инфраструктуру для реализации адресной закачки в зависимости от типа воды.
ограничение водопритоков скважины.То есть КРС в случае поступления воды вследствие негерметичности эксплуатационной колонны и применение водоизолирующих составов в случае прорыва воды в продуктивном пласте.
«-» значительные затраты
защитные покрытия и детали из специальных материалов. использование покрытий рабочих поверхностей, контактирующих с солевыми растворами, веществами, имеющими малую адгезию к солям: стекло, эмаль лаки, полимер и пластики. «+»не усложняет технологию эксплуатации внутрискважинного оборудования.
«-» сложность нанесения на поверхности, высокая стоимость и относительная недолговечность и хрупкость покрытий.
ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ
Подача ингибитора в скважину.дозирование с помощью устьевого дозатора в затруб дозатором типа УДЭ, дозирование с помощью устьевых дозаторов в заданную точку по капилляру, периодическая закачка в затруб с помощью агрегатов, и применение погружных скважинных контейнеров с реагентом.
Подача ингибитора в пласт: задавка в пласт добывающих скважин («+» возможность закачки на пластах с различными фильтрационными свойства- ми, происходит защита призабойной зоны пласта, за- дается глубина проникновения), закачка в нагнетательные скважины через систему ППД, введение ингибиторов с проппантом при ГРП, введение ингибиторов с жидкостью гидроразрыва при ГРП(«+» защита обширной области ПЗП, высокая продолжительность эффекта, «-» повышенные требования к совместимости ингибитора с агентом ГРП и значительные затраты на ингибиторы), совмещение кислотной обработки с введением ингибитора, и введение ингибитора с жидкостью глушения.