Государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Тюменский государственный

Нефтегазовый университет»

Вопрсы к экзаменационным билетам

Госэкзамена по специальности рэНиГм

Для специализации «Моделирование процессов разработки нефтяных и газовых месторождений»

Раздел 1.

Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

1. Достоинства и недостатки газлифтного способа эксплуатации нефтяных скважин.

2. Предназначение системы сбора и подготовки скважинной продукции.

3. Может ли обводняться продукция скважин до начала работы системы ППД?

4. Технология освоения скважин, виды освоения.

5. Основные элементы системы сбора скважинной продукции нефтяных месторождений.

6. Зачем нужна система ППД?

7. Регулирование производительности и напора УЭЦН.

8. Схема самотечной двухтрубной системы сбора нефти.

9. В чем разница между коэффициентами обводненности и водонасыщенности?

10. Динамометрирование ШСНУ.

11. Схема герметизированной однотрубной, высоконапорной системы сбора нефти.

12. Текущая и накопленная добычи нефти.

13. Оптимальное, допустимое и предельное давления на приеме ЭЦН.

14. Мероприятия по сбору и транспорту нефти в горной местности.

15. Определение коэффициента обводненности в промысловых условиях.

16. Факторы, учитываемые при подборе исполнения, типоразмера и определении глубины спуска УЭЦН.

17. Схема герметизированной системы сбора нефти, газа и воды на морских месторождениях, расположенных вблизи от берега.

18. Формула Дарси, Дюпюи, область применения.

19. Глушение скважин, технология, область применения.

20. Схема герметизированной системы сбора нефти, газа и воды на морских месторождениях, расположенных вдали от берега.

21. Причины образования конусов подошвенной воды и влияние на них анизотропии.

22. Баланс энергий работающей скважины при различных способах эксплуатации.

23. Принципиальная схема Спутника-А.

24. Площадные системы заводнения.

25. Область применения винтовых установок УЭВН и УШВН.

26. Принципиальная схема Спутника-В.

27. Рядные системы заводнения

28. Технология эксплуатации скважин высокодебитного фонда.

29. Классификация трубопроводов.

30. Основные виды внутриконтурного заводнения и области их применения.

31. Показатели использования фонда скважин, оборудованных УЭЦН.

32. Определение потерь напора на трение для всех режимов течения жидкостей.

33. Упругий режим эксплуатации залежи.

34. Геолого-физические критерии применения методов воздействия на ПЗП нагнетательных скважин.

35. Порядок определения пропускной способности трубопровода графоаналитическим методом.

36. Гравитационный режим эксплуатации залежи.

37. Несовершенство скважин и его учет.

38. Порядок определения диаметра трубопровода графоаналитическим методом.

39. Сущность режима растворенного газа.

40. Особенности исследования нагнетательных скважин.

41. Расчет оптимального диаметра трубопровода.

42. Газонапорный режим.

43. Методы снижения пусковых давлений газлифтных скважин.

44. Схемы газосборных коллекторов.

45. Сущность упруговодонапорного режима.

46. Ликвидация песчаных пробок в скважинах.

47. Состав и структура солеотложений в системе сбора скважинной продукции.

48. Что такое ГНК и ВНК?

49. Коэффициент подачи УШСН.

50. Состав и классификация АСПО в системе сбора скважинной продукции.

51. Перечислить факторы, влияющие на полноту извлечения нефти (конечный КИН) на объектах разработки.

52. Осложнения при газлифтной эксплуатации.

53. Основные факторы образования АСПО в системе сбора скважинной продукции.

54. Технологии регулирования разработки нефтяных месторождений

55. Исследование скважин с УЭЦН.

56. Технологии предотвращения и борьбы с АСПО в системе сбора скважинной продукции.

57. Технология форсированных отборов нефти

58. Способы борьбы с вредным влиянием газа на работу УЭЦН.

59. Виды коррозии в системе сбора скважинной продукции.

60. Сущность потокоотклоняющих технологий (применение ВУС, ГОС и ОС).

61. Газлифтные клапана, их назначение.

62. Факторы коррозионного воздействия на трубопровод.

63. Методика определения технологической эффективности каких – либо ГТМ

64. Недостатки газлифтной эксплуатации.

65. Защита трубопроводов от внутренней коррозии.

66. Особенности разработки нефтяных месторождений с недонасыщенными коллекторами.

67. Достоинства газлифтной эксплуатации.

68. Защита трубопроводов от внешней коррозии.

69. Сущность барьерного заводнения.

70. Регулирование работы скважин с УШСН.

71. Основные факторы, вызывающие пульсацию и влияющие на их величину и частоту.

72. Особенности строения нефтегазовых залежей (месторождений).

73. Вывод скважин на режим, оборудованных УЭЦН.

74. Схема предварительного разгазирования нефти. Понятие сепарации и ступени сепарации.

75. Значения КИН для нефтяных и нефтегазовых месторождений (объектов разработки).

76. Освоение добывающих скважин.

77. Назначение сепараторов.

78. Как обосновываются коэффициенты вытеснения, коэффициенты охвата воздействием и коэффициенты заводнения

79. Состав жидкостей разрыва при ГРП.

80. Классификация сепараторов.

81. Обоснование КИН на стадии составления технологических схем на разработку нефтегазовых месторождений.

82. Область применения СКО.

83. Определение эффективности работы сепаратора.

84. Технологии интенсификации разработки нефтяных месторождений.

85. Освоение нагнетательных скважин.

86. Конструкция горизонтального сепаратора с УПОГ.

87. Технологии регулирования разработки нефтегазовых месторождений

88. Методы снижения пускового давления газлифтных скважин.

89. Конструкция гидроциклонного сепаратора.

90. Методика разукрупнения эксплуатационных объектов нефтяных месторождений