СОДЕРЖАНИЕ
стр.
Билет № 1. 5
1. Поддержание пластового давления. Необходимость ППД. Выбор системы ППД. Обоснование объемов закачки рабочего агента. Подготовка воды. Кустовые насосные станции. Технологическая схема процесса ППД. 5
2. Экономическая деятельность предприятия (НГДУ, цеха). Основные технико-экономические показатели. Себестоимость добычи нефти, ее статьи. Понятие-рентабельность производства. 7
Билет № 2. 9
1. Разработка нефтяных месторождений с нагнетанием теплоносителя в пласт. Теоретические основы процесса. Выбор типа теплоносителя. Проектирование процесса. Повышение эффективности воздействия на залежь теплоносителем. 9
2. Структура нефтегазодобывающего управления. Основные и вспомогательные цеха. 11
Билет № 3. 13
1. Разработка нефтяных месторождений системой горизонтальных скважин. Выбор профиля горизонтальной скважины. Обоснование длины горизонтального ствола скважины. Освоение скважин. 13
2. Структура акционерного общества «Удмуртнефть».Управленческий персонал. 16
Билет № 4. 18
1. Разработка нефтяных месторождений с заводнением пластов. Системы заводнения, геологические условия их применения. Технология процесса заводнения. Контроль и регулирование процесса заводнения. 18
2. Бригада по добыче нефти. Состав бригады. Выполнение требований охраны труда и техники безопасности. Правила охраны окружающей среды. 21
Билет № 5. 24
1. Геолого - промысловый контроль разработки нефтяного месторождения. Показатели разработки залежи нефти. Определение текущего положения ВНК и ГНК нефтенасыщенности пластов. Гидродинамические методы исследования пластов. 24
2. Капитальный ремонт скважин. Виды капитального ремонта. Глушение скважин при капитальном ремонте, требования к жидкости глушения. Установки для капитального ремонта скважин, их техническая характеристика. Спецтехника, применяемая при капитальном ремонте скважин. 26
Билет № 6. 32
1. Причины, снижающие фильтрационную характеристику призабойной зоны пласта в добывающих и нагнетательных скважинах. Выбор метода воздействия на ПЗП. 32
2. Подземный ремонт скважин. Виды подземного ремонта. Агрегаты для подземного ремонта скважин, технические средства, инструмент. Спецтехника, применяемая при подземном ремонте скважин. 33
Билет № 7. 40
1. Соляно кислотные обработки ПЗП. Условия применения. Технология процесса. Проектирование СКО. Технические средства. Пути повышения эффективности СКО. 40
2. Геофизические работы в нефтяных скважинах. Геофизические исследования скважин. Оценка коллекторских свойств продуктивного пласта. Исследования при проведении ГТМ. Применяемая геофизическая аппаратура. 41
Билет № 8. 43
1. Гидравлический разрыв пласта. Условия применения. Технология процесса. Проектирование ГРП. Технические средства. Пути повышения эффективности ГРП. 43
2. Система автоматизации, защиты и управления стационарными установками. Диспетчерский пульт нефтепромысла. Контролируемые параметры по объектам (скважина, ГЗУ, ДНС, УПН, КСУ и т.д.). 46
Билет № 9. 49
1. Прогнозирование эффективности методов повышения производительности скважин. Отбор диагностических признаков. Ранговая классификация. 49
2. Технология термополимерного воздействия (ТПВ) на залежь нефти. Сущность, отличие от полимерного воздействия и заводнения, сопоставление по коэффициенту нефтеизвлечения. 51
Билет № 10. 53
1. Заканчивание скважин. Вскрытие продуктивного пласта бурением. Оборудование забоя скважин. Техника и технология перфорационных работ. Вызов притока нефти. Повышение производительности скважин. 53
2. Произхождение нефти и газа. Концепции органического и неорганического произхождения нефти и газа. 59
Билет № 11. 62
1. Проектирование разработки нефтяных м/р. Исходная информация.Обоснование КИН. Определение уровня добычи нефти. Выбор системы разработки. Расчет показателей разработки. Прогнозирование обводненности добываемой продукции. 62
2. Условия залегания нефти и газа в земной коре. Породы-коллекторы. Литологические типы пород-покрышек. Ловушки нефти и газа, их классификация. 63
Билет № 12. 68
1. Коллекторские свойства продуктивного пласта. Пористость, трещиноватость, проницаемость, насыщенность нефтью, водой, газом и др. 68
2. Миграция нефти и газа в земной коре. Формирование и разрушение скоплений углеводородов. Закономерности размещения скоплений нефти и газа. 69
Билет № 13. 72
1. Проектирование, диагностика и оптимизация работы установок скважинных штанговых насосов. Технологический режим работы скважин. Исследование работы УСШН. 72
2. Запасы и ресурсы нефти и газа. Классификация запасов нефти. 74
Билет № 14. 82
1. Проектирование, диагностика и оптимизация работы установок электроцентробежных насосов. Технологический режим работы скважин. Исследование работы УЭЦН. 82
2. Методы подсчета запасов нефти и газа. Объемный метод. Метод материального баланса. Понятие коэффициента извлечения нефти. 85
Билет № 15. 90
1. Технологическая схема систем сбора и подготовки нефти на промыслах. Основные технологические объекты. 90
2. Назначение и роль пьезометрических и контрольных скважин, принципы их размещения на месторождении. 95
Билет № 16. 97
Билет № 17. 98
1. Обезвоживание нефти. Физические основы процесса. Применяемые технологии. 98
2. Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин. Основы подъема газожидкостной смеси. 99
Билет № 18. 103
1. Фильтрация пластовых жидкостей. Закон Дарси. Нелинейный закон фильтрации. Практическое применение закона Дарси (приток к скважине, интерференция скважин, взаимное вытеснение жидкостей, модель Бакли-Леверетта). 103
2. Оборудование устья фонтанной скважины. Типы фонтанных арматур. Регулирование дебита фонтанной скважины. 104
Билет № 19. 107
1. Физические свойства пластовых жидкостей (нефти, воды, газа). Состав пластовой углеводородной системы. Влияние давления и температуры на физические св-ва нефти и газа. Растворимость газов в нефти, давление насыщения. Сжимаемость нефти. Объемный коэффициент. 107
2.Технология ИДТВ, преимущество перед традиционными тепловыми методами. Понятие эффективной температуры. Количество теплоносителя на извлечение тонны нефти и себестоимость добычи нефти при ИДТВ и традиционных тепловых методах. 110
Билет № 20. 114
1. Разработка многопластовых месторождений. Понятие базового и возвратного горизонтов. Очередность ввода в разработку отдельных эксплуатационных объектов. Одновременная эксплуатация двух и более пластов одной сеткой скважин. Раздельная и совместная эксплуатация. Применяемое оборудование. 114
2. Методы освоения скважин после подземного и капитального ремонта. 119
Билет № 21. 125
1. Естественные режимы работы пластов. Их эффективность по конечному коэффициенту нефтеизвлечения. 125
2 Бурение боковых горизонтальных стволов. Выбор скважины, обоснование экономическая оценка. 129
Билет № 22. 132
1 Коэффициент нефтеизвлечения, текущий и конечный. Факторы, влияющие на конечный коэффициент нефтеизвлечения. Классификация методов увеличения конечного коэффициента нефтеизвлечения. 132
2 Мероприятия по предупреждению открытого фонтанирования при бурении и капитальном ремонте скважин. 134
Билет № 23. 137
1. Стадии разработки нефтяного месторождения. Динамика показателей разработки на каждой стадии. 137
2. Отложения асфальтенов, смол и парафинов в скважинах и наземных коммуникациях. Методы удаления АСПО. 138
Билет № 24. 140
1. Геологическое строение нефтяной залежи. Геологическая документация (структурная карта, карта равных мощностей, геологические профили и т.д.), их содержание. 140
2. Погружные центробежные электронасосные установки. 141
Билет № 25. 144
1. Геологический контроль процесса разработки нефтяного месторождения. Фонд скважин (добывающие, нагнетательные, пъезометрические, наблюдательные и т.д.). Исходная информация для составления карт отбора, карт изобар, динамики ВНК и ГНК. 144
2. Насосная эксплуатация скважин. Классификация способов, условия применения. 145
Билет № 26. 148
1. Схема УСШН, ее элементы и назначение. 148
2. Аварии при добыче, сборе и подготовке скважинной продукции. Причины аварий, их предупреждение и ликвидация. 150
Билет № 27. 154
1. Основные особенности геологического строения нефтяных месторождений Удмуртии. 154
2.Разработка многопластовых месторождений. Понятие базового и возвратного горизонтов. Очередность ввода в разработку отдельных эксплуатационных объектов. Одновременная эксплуатация двух и более пластов одной сеткой скважин. Раздельная и совместная эксплуатация. Применяемое оборудование. 156
Билет № 28. 162
1. Физико-химические свойства продукции скважин на месторождениях Удмуртии. Требования к кондициям товарной нефти, утилизируемой сточной воде и нефтяному газу. 162
2. Способы и методы увеличения проницаемости и повышения продуктивности нефтяных и нагнетательных скважин. 166
Билет № 29. 178
1. Коллекторские свойства Гремихинского нефтяного месторождения. 178
2. Боковые горизонтальные стволы скважин. В каких условиях наиболее эффективно их применение. 179
Билет № 30. 182
1. Понятие эффективной температуры при тепловом методе воздействия на пласт. 182
2. Технология ИДТВ(П), отличие от ИДТВ, эффективность, коэффициент нефтеизвлечения. 184
Билет № 31. 191
2. Борьба с отложениями асфальтенов, смол и парафинов в лифтах скважин и наземном оборудовании. Методы удаления АСПО. 191
Билет № 32. 193
1. Щелевая разгрузка пласта, эффективные преимущества и недостатки. 193
2. Меры по ликвидации отложений парафина в магистральных нефтепроводах. 195
Билет № 33. 196
1 Тепловые процессы. Основной закон процесса теплоотдачи. Метод расчета процесса теплоотдачи. Теплообменное оборудование. 196
2. Эффективность применения новых технологий обработки призабойных зон скважин, созданных в Удмуртии. 197
Билет № 34. 200
1. Причины низкой продуктивности скважин в процессе бурения и эксплуатации скважин. 200
2. Причины, влияющие на деструкцию полимерного раствора. 201
Билет № 35. 202
Билет № 36. 203
1. Абсорбция и десорбция газов. Статика и кинетика процесса. Основное уравнение процесса абсорбции. Метод расчета. Устройство и принцип работы абсорберас подвижной насадкой. 203
2. Технология ИДТВ (П), отличие от ИДТВ, эффективность Кн 211
Билет № 1
Поддержание пластового давления. Необходимость ППД. Выбор системы ППД. Обоснование объемов закачки рабочего агента. Подготовка воды. Кустовые насосные станции. Технологическая схема процесса ППД.
ППД.
По мере разработки залежи пластовое давление снижается (если только режим работы залежи не остается естественный упруговодонапорный). В этом случае для поддержания пластового давления применяют искусственные методы, чтобы сохранить этот режим. Целями воздействия на залежь нефти является поддержание пластового давления и увеличение конечной нефтеотдачи. Доминирующим методом является ППД закачкой в пласт воды. Применение заводнения позволило разрабатывать залежи нефти достаточно высокими темпами при значительно меньшем количестве скважин, ускорять вывод эксплуатационных обьектов на высокие уровни добычи и увеличить в среднем вдвое нефтеотдачу по сравнению с разработкой при малоэффективных режимах. Различают законтурное, приконтурное и внутриконтурное заводнение.
Законтурное. Воздействие на пласт осуществляется через сеть нагнетательных скважин, расположенных в водоносной части пласта вдали от внешнего контура нефтеносности. Оно целесообразно при хорошей гидродинамической связи нефтеносного пласта с областью размещения нагнетательных скважин и при сравнительно малых размерах залежи нефти, а также при однородном пласте с хорошими коллекторскими свойствами как по толщине пласта, так и по площади. Недостатком является повышенный расход энергии на извлечение нефти (дополнительные мощности насосных установок) т.к. нагнетаемой воде приходится преодолевать фильтрационное сопротивление зоны пласта между контуром нефтеносности и линией нагнетательных скважин. А также замедленное воздействие на залежь из-за удаленности линии нагнетания и повышенный расход воды вслед-
ствииее оттока во внешнюю область пласта за пределы линии нагнетания.
Приконтурное. В этом случае нагнетательные скважины расположены на контуре нефтеносности. По мере выработки пласта добывающие скважины переводят в нагнетательные и сужают контур нефтеносности. Применяют при ухудшенной гидродинамической связи пласта с внешней областью и при сравнительно малых размерах залежи.
Внутриконтурное. Есть несколько его разновидностей.
1)При разрезании залежи рядами нагнетательных скважин закачка воды производится через нагнетательные скважины, расположенные в пределах самой залежи, называемыми разрезающими рядами или линиями разрезания. Его применяют на залежах пластого типа,с большой площадью нефтеносности,а также на залежах разных размеров при невысокой их проницаемости,повышенной вязкости нефти или ухудшения условий фильтрации.
2)При заводнении с разрезанием эксплуатационного обьекта на площади самостоятельной разработки разрезающие ряды располагают таким образом,чтобы выделить площади самостоятельной разработки,значительно различающиеся по геолого-промысловой характеристике.
3)При блоковом заводнении нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на блоки,в пре-
делах которых размещают ряды добывающихскважин такого же направления.При вытянутой форме залежи ряды скважин располагают перпендикулярно ее длинной оси. В зависимости от количес-тва рядов добывающих скважин блоковое заводнение называют пяти или трехрядным. Такое заводнение позволяет осваивать блоки в нужной последовательности,регулировать разработку с помощью перераспределения обьемов закачки воды.
4) При площадном заводнении нагнетательные и добывающие скважины чередуются в строгой закономерности. Бывают пяти,семи и девяти точечная система. В этих системах каждая нагнетательная и окружающие ее добывающие скважины образуют элемент системы.
5) Очаговое заводнение. Очаги заводнения(нагнетание воды в отдельные скважины
или небольшие группы скважин)обычно создают на участках,не испытывающих или недостаточно испытывающих влияние заводнения. Под нагнетательные выбирают скважины из числа добывающих, которые свою задачу уже выполнили. Или бурят специальные дополнительные скважины.
Подготовка воды. Вода,используемая для ППД должна обладать химической совместимостью
с пластовой.Качество воды оценивается по:
1) количество мех.примесей,нефтепродуктов, железа и его соединений, дающие при окислении кислородом нерастворимые осадки, закупоривающие поры, сероводорода, солей. Если размер пор более 0,1мкм2,то размер частиц мех. примесей должен быть менее 5мкм,а если поры менее 0,1мкм2,то менее 1мкм.Если коррозионная активность воды более
0,1мм в год, то необходима дополнительная защита труб и добавление ингибитора коррозии.
Отстой воды осуществляется в РВС (резервуарах вертикальных стальных).Затем через фильтра насосами внутренней перекачки подается на прием насосов системы ППД.
Обоснование обьемов закачки рабочего агента.
При искусственном водонапорном режиме,когда отбор нефти происходит при давлении в пласте выше давления насыщения,обьем отбираемой жидкости,приведенный к пластовым условиям,дол-жен равняться обьему нагнетаемой жидкости,также приведенной к пластовым условиям,т.е.к плас-товой температуре и давлению.Поскольку в этих условиях пластовая продукция состоит только изнефти и воды,то можем записать уравнение баланса расходов жидкостей: Qнаг Bв=(Qн Вн+Qв Вв+Qут)К,
Qнаг.-обьемный расход нагнетаемой воды(м3/год)
Вв-обьемный коэффициент нагнетаемой воды,учитывающий увеличение обьема воды при нагревании до пластовой температуры и уменьшении ее обьема при сжатии до пластового давления.(Вв=1,01).
Qн-обьемная добыча нефти(дебит товарной нефти).
Вн-обьемный коэффициент нефти,учитывающий ее расширение за счет растворения газа и повыше-ния температуры.Он определяется экспериментально(Вв=1,05-1,30).
Qв-обьемная добыча извлекаемой воды.
Вв-обьемный коэффициент для минерализованной воды.
Qут-обьемный расход воды,уходящей за внешнюю область(утечки)
К-коэффициент,учитывающий потери воды при периодической работе нагнетательных скважин на
излив,при порывах водоводов и т.д.К=1,1-1,15.
Число нагнетательных скважин Пнаг,их средний дебитДнаг и расход нагнетаемой воды Qнаг связа-
ны соотношением: Qнаг=Пнаг Днаг.
Для оценки степени компенсации отборов жидкостей из пласта закачкой вводят понятие коэффи-циента компенсации.Это отношение дебита нагнетаемой воды к дебиту отбираемых жидкостей за
еденицу времени.Он показывает насколько скомпенсирован отбор закачкой.Если М меньше1,значит
закачка отстает от отбора и следует ожидать падения среднего пластового давления.Если М больше
1,то закачка превышает отбор и давление в пласте должно расти.При М=1 должна наблюдаться ста-
билизация пластового давления,независимо,каким оно было в начале разработки.
БКНС. Блочные кустовые насосные станции монтируются на промыслах для закачки воды в
пласт.Состоят из отдельных блоков.Основной блок-насос с эл.двигателем и масляной системой.-Масляная система предназначена для смазки и охлаждения подшипников насосного агрегата.Вспо-
могательные блоки-электрораспредустройство,блок гребенок напорного коллектора,блок автомати-ки,блок дренажных насосов,резервуар сточных вод.Насосы(как правило)марки ЦНС.Например
ЦНС180-1422,где 180-часовая подача м3,1422-напор в метрах.