- •150. Назначение и условие применения дожимных кс (дкс)
- •151 Структурная схема контроля при капитальном ремонте скважин
- •153.Основные типы конструкций скважин в различных геологических условиях. Причины, приводящие к нарушению ок
- •154. Оценка величины и направления заколонных перетоков жидкости с помощью методов термометрии.
- •155. Основные задачи контроля технического состояния фонда скважин. Причины, приводящие к нарушению технического состояния скважин.
- •156. Конструкции специальных видов ок и их использование при контроле выработки продуктивных пластов
- •157 Основные виды и направления заколонных перетоков пластовых вод при нарушении герметичности цементного камня
- •158. Применение индикаторных жидкостей при контроле технического состояния скважин. Виды индикаторных жидкостей. Основные требования, предъявляемые к индикаторным жидкостям.
- •159. Способы регистрации индикаторных жидкостей.
- •160. Контроль дебитов многопластового объекта разработки с помощью естественных индикаторов микрокомпонентов продуктивных пластов.
- •161. Комплекс методов для оценки величины и состава, поступающей из пласта жидкости.
- •162 Использование индикаторных жидкостей для оценки наличия межпластовых перетоков
- •164. Основные нарушения целостности обсадной колонны и причины их появления.
- •165. Способы выявления нарушения целостности обсадной колонны. Скважинный акустический телевизор (сат) и его использование для контроля качества обсадной колонны.
- •166 Контроль технического состояния обсадной колонны.Методы контроля, решаемые задачи
- •167. Технологическая карта (алгоритм) исправления негерметичности обсадной колонны.
- •168. Контроль состояния цементного камня за колонной. Методы контроля и решаемые задачи.
- •169. Основные технологические приемы контроля при проведении геолого-технических мероприятий в обсаженной скважине (дополнительная перфорация, грп и др.).
- •170. Основные причины загрязнения горизонтов питьевых вод. Способы прямой и косвенной оценки осолонения горизонтов питьевых вод.
- •171. Комплекс методов контроля для оценки и предотвращения загрязнения экологической системы
- •172.Алгоритм исправл.Некач цк и закол.Перетоков
- •173. Применение индикаторных жидкостей при контроле технического состояния скважин. Виды индикаторных жидкостей. Основные требования, предъявляемые к индикаторным жидкостям.
- •176. Понятие о дифференциальных методах контроля. Комплексирование дифференциальных методов контроля в зависимости от конструкции обсадной колонны и минерализации пластовой воды.
- •178. Осн.Экол.Законы
- •179. Оценка состюпзп при крс
- •181.Понятие о системах сбора и подготовки нефти, газа и воды. Требования к системам сбора и подготовки
- •182.Сепарация газа от нефти. Оптимизация процессов сепарации.
- •185.Расчет производительности сепараторов.
- •186.Промысловые нефтегазовые сепараторы.
- •187. Продукция нефтяных скважин. Способы выражения состава нефти и газа.
- •188. Измерение продукции нефтяных скважин
- •189. Технические средства для измерения продукции нефтяных скважин
- •190. Промысловые сборные трубопроводы. Классификация трубопроводов.
- •191. Принципы прроект-ния пром. Тр-в
- •192.Гидравлический расчет простого и сложного нефтесборного трубопровода.
- •193. Расчет сборных трубопроводов при движении по ним газированной жидкости
- •194.Способы увеличения произ-ти трубопр-в.
- •195.Тепловой расчет тр-да
- •197. Борьба солями.
- •198.Насосы и насосные станции
- •199. Компрессоры
- •200. Резервуары и резервуарные парки.
- •202. Разделение водонефтяных эмульсий методом отстаивания.
- •203,205. Термическое разделение водонефтяных эмульсий. Химическое
- •204. Разделение внэ фильтр-ей.
- •206. Установки комплексной подготовки нефти, газа и воды.
- •207. Разделение водонефтяных эмульсий в электрическом поле. Электродегидраторы
- •208.Обессоливание
- •209. Стабилизация
- •210. Борьба с коррозией
178. Осн.Экол.Законы
1) Закон Гарри Компонера (= закон экологической корреляции): Все связано со всем.
Следствия: Бесследно ничего не происходит. Ничего просто так не происходит, за все нужно платить.
2) Природа самостабилизирующаяся система. «Она знает лучше».
Закон экологической корреляции - в экосистеме все входящие в нее живые и неживые экологические компоненты соответствуют друг другу. Поэтому выпадение одной части системы, например уничтожение вида, неминуемо ведет к изменению всей системы в рамках закона внутреннего динамического равновесия.
Нефтяная и газовая промышленность остаются потенциально опасными по загрязнению окружающей среды и ее отдельных объектов. Возможное воздействие их на основные компоненты окружающей среды (воздух, почву, растительный, животный мир и человека) обусловлено токсичностью природных углеводородов, их спутников, большим разнообразием химических веществ, используемых в технологических процессах, а также все возрастающим объемом добычи нефти и газа, их подготовки, транспортировки, хранения, переработки и широкого разнообразного использования. Все технологические процессы в нефтяной промышленности (разведка, бурение, сбор, транспорт, хранение и переработка нефти и газа) при соответствующих условиях могут нарушить естественную экологическую обстановку. Нефть, углеводороды нефти, нефтяной и буровой шламы, сточные воды, содержащие различные химические соединения, способны опасно воздействовать на воздух, воду, почву, растительный, животный мир и человека.
Техногенное воздействие на экосистему можно классифицировать
1) по времени
- периодическое
- эпизодическое
- временное
- постоянное
2) по характеру
- физическое
- статическое
- вибрационное
- тепловое
- электромагнитное
- химическое
- органическое
- неорганическое
- биологическое
- введение дополнительных микроорганизмов, способных нарушить равновесие природной системы.
- геологическое
- экзогенные процессы
- изменение уровня вод
- образование оползней
- индуцирование землетрясения
3) по зоне воздействия
- земная пов-ть
- водная среда
- атмосфера
Негативное воздействие добычи у/в на окружающую среду:
1) Земная пов-ть: Изъятие земель из сельскохозяйственного оборота под нефтепромысловые объекты
2) Водная среда: Нарушение изолированности водоносных горизонтов из-за межпластовых перетоков
3) Атмосфера: Загрязнение углеводородами, сероводородом, оксидами серы и азота при эксплуатации скважин. Выделение отработанных газов транспортными средствами и двигателями буровых установок
При этом источники загрязнения можно разделить на 4 вида:
1) Точечные
2) Линейные (скважины, трубопроводы)
3) Площадные
4) Объемные
179. Оценка состюпзп при крс
Оценка состояния ПЗП проводится, в основном, по 2 основным параметрам:
1) Коэффициент продуктивности
2) Скин-фактор
Коэффициент продуктивности можно определить по методу гидродинамических исследований на установившихся режимах. Существуют потенциальный К (теоретический) и фактический (на данный момент времени)
Скин-фактор также определяется расчетным методом, чаще всего по кривой восстановления давления.
Скин-фактор – это интегральный параметр, который определяет P, необх-е для создания установившегося движения флюидов в ПЗП. Если рассматривать его дифференциально, то можно выделить 12 его составляющих:
- геометрическая (наличие трещин),
- кольматации,
- анизотропии,
- частичности вскрытия, разница проницаемостей, тесктурно-структурные св-ва (12 составляющих – для терригенных пород, для карбонатных – около 50)
К2-К1
В процессе эксплуатации K и S постоянно меняются. Наша цель – увеличить К до потенциального значения и уменьшить S. Если потенциальная продуктивность мала, то необходимо повысить вначале ее.
Скин-фактор > 25 – это очень плохое состояние ПЗП, 0-7 – хорошее, <0 – состояние ПЗП лучше, чем до начала бурения.
180.
Воздействие на ПЗП включает в себя ОПЗ, прострел/перестрел пластов, удаление отложения солей и АСПО. (см. схему)
* ГПП – гидропескоструйная перфорация
* некоторые авторы относят изоляционные работы к отдельному виду ГТМ (как прострел или удаление АСПО)