Ответы к заданиям: Интенсификация добычи нефти

1.

Физические свойства нефти в пластовых условиях

1)газосодержание, коэффициент растворимости, объемный коэффициент, коэффициент усадки, коэффициент сжимаемости.

2) пористость, проницаемость, вязкость.

3)коэффициент нефтеотдачи, гранулометрический состав, карбонатность.

4) глинистость, нефтенасыщенность, газовый фактор.

2.

Пластовая энергия и силы, действующие в залежах нефти и газа

1) энергия напора краевых и подошвенных вод, энергия сжатого газа, энергия растворенного газа, упругая энергия сжатых пород и жидкостей, гравитационная энергия.

2) энергия фильтрационных вод, энергия горного давления, энергия вулканов.

3) энергия напора краевых и подошвенных вод, энергия сжатого газа, энергия растворенного газа, упругая энергия сжатых пород и жидкостей, гравитационная энергия.

4) энергия земного тяготения, землетрясения, энергия вулканической деятельности

3.

Режимы разработки нефтяных и газовых залежей

1) -водонапорный (естественный и искусственный) упруговодонапорный, газонапорный (режим газовой шапки), режим растворенного газа, гравитационный режим.

2) - проектный режим, холостой режим, ускоренный режим, инерционный режим.

3) - газовый режим, нефтяной режим, ускоренный режим.

4) - вулканический режим, магматический режим, терригенный режим, поглощающий режим.

4.

Нефтеотдача и газоотдача пластов

1) водонапорный режим 0,5¸0,6

газонапорный режим 0,2¸0,4

режим растворенного газа 0,1¸0,3

гравитационный режим 0,1¸0,2

газоотдача 0,7¸0,8

2) водонапорный режим 0,5¸0,9

газонапорный режим 0,4¸0,7

режим растворенного газа 0,15¸0,3

3) водонапорный режим 1,0¸1,5

газонапорный режим 0,5¸0,7

режим растворенного газа 0,6¸0,8

4) водонапорный режим 0,1¸0,3

газонапорный режим 0,7¸0,8

режим растворенного газа 0,3¸0,7

5.

Уравнение притока жидкости к гидродинамически совершенной скважине

1)

2)

3 )

4)

6.

Виды несовершенства скважины

1)

а) скважина несовершенна по степени вскрытия;

б) скважина несовершенна по характеру вскрытия;

в) скважина несовершенная по степени и характеру вскрытия.

2)

а) скважина несовершенна по конструкции;

б) скважина несовершенна по профилю.

3)

а) скважина несовершенна по степени вскрытия;

б) скважина несовершенна по глубине перфорации.

7.

Назначение перфораторов

1) Перфорация - процесс образования каналов в обсадной колонне.

2) Перфорация - процесс образования каналов в цементном кольце.

3) Перфорация - процесс образования каналов в породе.

4) Перфорация - процесс образования каналов в обсадной колонне, цементном кольце и породе.

8.

Типы перфораторов

1) Водоструйные, пескоструйные.

2) Гидравлические, гидромониторные.

3) Пулевые, торпедные, кумулятивные и гидропескоструйные.

4) Малокалиберные, крупнокалиберные.

9.

Освоение нефтяных скважин - комплекс технологических операций по вызову притока и обеспечению ее продуктивности, соответствующей максимальным возможностям пласта. Для вызова притока необходимо обеспечить:

1)

2)

3)

4)

10.

Возможные способы вызова притока

1) Метод понижения плотности ( ) или уровня(h).

2) Уменьшение газового фактора (Г_н).

3) Увеличение плотности жидкости ( ).

4) Облегчение столба жидкости ( ) или понижение уровня (h).

11.

Методы воздействия на призабойную зону

Все методы воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП) можно разделить на следующие группы:

1) гидравлические, гидродинамические;

2) механические, термодинамические;

3) термохимические, тепловые;

4) химические, механические, физические, тепловые.

12.

Наиболее распространенный метод химического воздействия на ПЗП?

1) Кислотная обработка

2) Щелочная обработка

3) Обработка нефтью

4) Обработка паром

13.

Наиболее распространенный метод механического воздействия на ПЗП с целью интенсификации притока или приемистости скважин

1) гидропескоструйная перфорация.

2) кумулятивная перфорация.

3) гидравлический разрыв пласта.

4) торпедная перфорация.

14.

Целесообразность проведения тепловой обработки ПЗП

1) при отложении солей в ПЗП.

2) при коррозии.

3) когда в призабойной зоне пласта отложились вязкие углеводороды (парафин, смолы, асфальтены), при фильтрации вязких нефтей, а также для повышения эффективности химических методов.

4) при образовании песчаной пробки.

15.

Гидродинамические методы исследования предназначены для получения информации об объекте разработки, об условиях и интенсивности притока нефти, воды и газа в скважину.

Гидродинамические методы исследования подразделяются на:

1) термобарические, термохимические;

2) гидравлические, газодинамические;

3) исследования при установившихся (снятие индикаторных диаграмм) и не установившихся (снятие КВД и КПД) режимах фильтрации и исследование скважин на взаимодействие (гидропрослушивание);

4) исследования при стационарных и нестационарных режимах фильтрации.

16.

Цель гидродинамического исследования скважин при установившихся режимах фильтрации?

1) определение забойного давления;

2) определение зависимости дебита скважины от перепада давления;

3) оценка фильтрационных показателей пласта;

4) построение индикаторной кривой, т.е. зависимости дебита скважины от депрессии.

17.

Коэффициент продуктивности скважины при соблюдении линейного закона фильтрации определяется:

1)

2)

3)

18.

Скин-фактор

1)- гидродинамический параметр, характеризующий дополнительное фильтрационное сопротивление течению флюидов в околоскважинной зоне пласта, приводящее к изменению добычи (дебита) по сравнению с совершенной (идеальной) скважиной.

2) - гидродинамический параметр, характеризующий степень глинизации призабойной зоны пласта.

3) - гидродинамический параметр, характеризующий дополнительное гидродинамическое несовершенство скважины.

19.

Призабойная зона пласта -

1. часть пласта, в пределах которого изменяются ФЕС пласта в процессе бурения и освоения.
2. участок пласта, примыкающий к стволу скважины, в пределах которого в процессе добычи происходит наибольшее изменение давления ввиду увеличения гидродинамического сопротивления, связанного с изменением направления движения фильтрационных потоков, а также изменение фильтрационных характеристик продуктивного пласта в период строительства, эксплуатации или ремонта скважины.
3. участок пласта, примыкающий к стволу скважины, в пределах которого изменяются ФЕС пласта в процессе бурения и освоения.

20.

Продуктивность скважины

1) - характеристика добывающей скважины, определяющая отбор пластового флюида на единицу депрессии при эксплуатации этой скважины.

1. – характеристика нагнетательной скважины, определяющая отбор пластового флюида на единицу депрессии при эксплуатации этой скважины.
2. – характеристика добывающей скважины, определяющая величину депрессии на объём отбор пластового флюида при эксплуатации этой скважины.

21.

Геологическая неоднородность коллектора

1) - изменчивость литолого-физических свойств слагающих его пород по площади и разрезу.

1. - изменчивость литолого-физических свойств слагающих его пород по разрезу.
2. - изменчивость литолого-физических свойств слагающих его пород и физико-химических свойств насыщающих его флюидов.

22.

Параметры, характеризующие состояние ПЗП

1) коэффициент продуктивности добывающей скважины, коэффициент приемистости нагнетательной скважины; коэффициент гидропроводности пласта; подвижность жидкости в пласте k/m; коэффициент проницаемости пласта; коэффициент пьезопроводности пласта; гидродинамическое совершенство скважины.

2) коэффициент гидропроводности пласта; подвижность жидкости в пласте k/m; коэффициент проницаемости пласта; коэффициент пьезопроводности пласта; гидродинамическое совершенство скважины.

3) коэффициент продуктивности добывающей скважины, коэффициент приемистости нагнетательной скважины; коэффициент гидропроводности пласта; подвижность жидкости в пласте k/m; коэффициент проницаемости пласта.

23.

Коэффициент пьезопроводности пласта

1) - характеризует скорость перераспределения депрессии в пласте в условиях упругого режима.

2) - характеризует способность пласта к передаче возмущений (изменений давления), вызванных изменением режима эксплуатации или, характеризует скорость перераспределения давления в пласте в условиях упругого режима.

3) характеризует не способность пласта к передаче возмущений (изменений давления), вызванных изменением режима эксплуатации.

24.

Формула Щелкачева

1) c

2) c

3) c

25.

Кислотные обработки скважин основаны на

1) способности кислот воздействовать на кольматирующие вещества, образующиеся в пласте и устранять загрязнение ПЗП, это приводит к очистке и расширению поровых каналов, увеличе­нию проницаемости и, как следствие, к повышению про­изводительности скважин.

2) способности кислот воздействовать на высоковязкие нефти и, как следствие, к повышать про­изводительность скважин.

3) способности кислот растворять АСПО, образующиеся в ПЗП, расширять поровые каналы, увеличивать проницаемость и повышать про­изводительность скважин.

26.

Реакция, определяющая полезный эффект от кислотной обработки (растворение известняка), протекает следующим образом:

1) СаСО3 + 2HCl = CaCl2 + H2O + CO2

2) СаСО2 + 2HCl = CaCl2 + H2O + CO2

3) СаСО3 + HCl = CaCl + H2O + CO2

27.

Реакция, определяющая полезный эффект от кислотной обработки (растворение доломита), протекает следующим образом:

1)СаСО2 + MgСО2 + 4HCl = CaCl + MgCl2 + H2O + 2CO2

2)СаСО3 + MgСО3 + 4HCl = CaCl2 + MgCl2 + 2H2O + 2CO2

3)СаСО4 + MgСО2 + 4HCl = CaCl4 + MgCl2 + 2H2O + 2CO2

28.

При взаимодействии с карбонатами (известняк) уксусная кислота образует хорошо растворимые в воде соединения:

1) CaCO₃ + 2CH₃COOH → Ca(CH₃COO)₂ + H₂O + CO₂

2)CaCO₃ + 2CH₃COOH → Ca(CH₃COO)₂ + H₂O + CO₂;

3) CaCO₂ + 2CH₂COOH → 4Ca(CH₃COO)₂ + H₂O + CO₂;

29.

При взаимодействии с карбонатами (доломит) уксусная кислота образует хорошо растворимые в воде соединения:

1) MgCO+ 2CH₃COOH → Mg(CH₃COO)+ H₂O + CO₂.

2)MgCO₃ + 2CH₃COOH → Mg(CH₃COO)₂ + H₂O + CO₂.

3) MgCO₂ + 2CH₃COOH → Mg(CH₃COO)₂ + H₂O + CO₂.

30.

Ключевые элементы при минифраке.

1) разрыв пласта; распространение трещины; мгновенное давление при закрытом устье; давление смыкания из спада давления; повторное открытие трещины; давление смыкания по оттоку; асимптотическое пластовое давление; давление смыкания по обратному ходу.

2) разрыв пласта; мгновенное давление при закрытом устье; давление смыкания из спада давления; повторное открытие трещины; давление смыкания по оттоку; асимптотическое пластовое давление; давление смыкания по обратному ходу.

3) разрыв пласта; распространение трещины; мгновенное давление при закрытом устье; давление смыкания из спада давления; давление смыкания по оттоку; асимптотическое пластовое давление; давление смыкания по обратному ходу.

31.

Взаимодействие HF с кварцем происходит по следующей реакции

1) SiO2 + 4HF = 2H2O + SiF4

2) SiO + 4HF = 2H2O + SiF2

3) SiO2 + 2HF = 2H2O + SiF4

32.

Глинокислота как таковая употребляется для обработки пород, содержащих карбонатов не более 0,5%.

1) (8% HF + 10% НСL)

2) (4% HF + 8% НСL)

3) (8% HF + 12% НСL)

33.

Ингибиторы предотвращают выпадение следующих неорганических осадков

1) карбонатов кальция, магния, железа; сульфата кальция (гипса); оксидов и гидроксидов железа.

2) карбонатов, магния, железа; сульфата кальция (гипса); диоксидов и гидроксидов железа.

3) гидрокарбонатов кальция, магния, железа; сульфата кальция (гипса); оксидов и гидроксидов железа.

34.

Принцип действия ИС, добавляемого в кислотный состав

1) кислота растворяет неорганические осадки в ПЗП; ингибитор солеотложения адсорбируется на очищенной от солей породе пласта; при последующей добыче скважинной продукции ИС постепенно адсорбируется в течение нескольких месяцев и организует эффективную защиту ПЗП и ВСО от солеотложений.

2) кислота растворяет органические осадки в ПЗП; ингибитор солеотложения адсорбируется на очищенной от солей породе пласта; при последующей добыче скважинной продукции ИС постепенно десорбируется в течение нескольких месяцев и организует эффективную защиту ПЗП и ВСО от солеотложений.

3) кислота растворяет неорганические осадки в ПЗП; ингибитор солеотложения адсорбируется на очищенной от солей породе пласта; при последующей добыче скважинной продукции ИС постепенно десорбируется в течение нескольких месяцев и организует эффективную защиту ПЗП и ВСО от солеотложений.

35.

Технологии отклонения делятся на

1) механические, химические.

2) физические, химические.

3) физические, механические.

36.

Пенокислотные обработки применяют

1) при больших мощностях пласта или низких пластовых давлениях.

2) при больших мощностях пласта и высоких пластовых давлениях.

3) при небольших мощностях пласта и высоких пластовых давлениях.

37.

Критерии, определяющие выбор метода интенсификации притоков нефти и газа, являются:

1) тип коллектора; пористость и проницаемость породы; удельная поверхность фильтрации породы; литологический состав породы–коллектора; минералогический состав цемента в породе и характер его распределения; смачивание породы; физико–химические свойства пластовых флюидов.

2) тип коллектора; пористость и проницаемость породы; гранулометрический состав; литологический состав породы–коллектора; вязкость флюида; смачивание породы; физико–химические свойства пластовых флюидов.

3) тип коллектора; пористость и проницаемость породы; глинистость; литологический состав породы–коллектора; вязкость флюида; смачивание породы; физико–химические свойства пластовых флюидов.

38.

Жидкости гидроразрыва делятся на следующие категории.

1) жидкость разрыва, жидкость - песконоситель, жидкость продавочная.

2) жидкость разрыва, жидкость продавочная.

3) жидкость разрыва, жидкость - песконоситель, ПАВ.

39.

Технология проведения ГРП.

1)подготовка скважины, промывка скважины, закачка жидкости разрыва.

2) подготовка скважины, закачка жидкости разрыва, промывка скважины.

3) промывка скважины, закачка жидкости разрыва.

40.

Пропант.

1)– бесцветный газ, органическое вещество класса алканов.

2) – специальный расклинивающий высокопрочный сыпучий материал, использование которого обеспечивает поддержку трещины ГРП в открытом состоянии после проведения операции ГРП.

41.

В гидравлическом разрыве должны быть решены следующие задачи.

1) создание трещины; удержание трещины в раскрытом состоянии; удаление жидкости разрыва; повышение продуктивности пласта.

2) закачка жидкости разрыва; создание трещины; удержание трещины в раскрытом состоянии; повышение продуктивности пласта.

3) удержание трещины в раскрытом состоянии; удаление жидкости разрыва; повышение продуктивности пласта.

42.

Диспергаторы

1) добавки в кислотном составе, способствующие растворению/диспергированию асфальтеносмолопарафинистых отложений нефти.

2) добавки в кислотном составе создают гидрофобный слой на поровой поверхности, снижают капиллярное давление. Это облегчает проникновение кислоты в низкопроницаемую породу пласта и вымывание отработанной кислоты при освоении.

3) вещества, необходимые для удержания в растворенном состоянии продуктов реакции и соединений железа, присутствующих в кислотных составах.

42.

Электромагнитное воздействие на продуктивный пласт.

1) Электромагнитное воздействие (ЭМВ) на пласт и призабойную зону основано на использовании особенностей термогидродинамических процессов в продуктивных коллекторах, возникающих при воздействии высокочастотного электромагнитного поля (ЭМП).

2) Электромагнитное воздействие (ЭМВ) на пласт и призабойную зону основано на пороховом разрыве пласта.

3) Электромагнитное воздействие (ЭМВ) на пласт и призабойную зону основано на гидроимпульсном разрыве пласта.

43.

Методы и технологии, применяемые для перфорации скважин, можно разделить на следующие:

1) взрывные (пулевая, торпедная, кумулятивная перфорация); гидродинамические (гидропескоструйная перфорация); механические (с использованием сверлящего перфоратора); химические (вскрытие происходит за счет химической реакции).

2) взрывные (пулевая, торпедная, кумулятивная перфорация); механические (с использованием сверлящего перфоратора); химические (вскрытие происходит за счет химической реакции).

3) взрывные (пулевая, торпедная, кумулятивная перфорация); гидродинамические (гидропескоструйная перфорация); механические (с использованием сверлящего перфоратора).

44.

Акустический метод воздействия на ПЗП.

1) Акустический метод заключается в создании упругих колебаний в высокочастотном звуковом и ультразвуковом диапазонах для изменения структуры порового пространства, увеличения теплопроводности скелета породы пласта, разрушения минеральных солеотложений, дегазации и снижения вязкости нефти с целью вовлечения в разработку низкопроницаемых и закольматированных пропластков пород обрабатываемого пласта, а также теплового воздействия на ПЗП.

2)Акустический метод обработки ПЗП осуществляется гидродинамическими скважинными генераторами (ГСГ), которые устанавливаются на нижнем конце колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) на уровне обрабатываемого пласта, и работают от подачи рабочей жидкости с поверхности насосными агрегатами.

45.

В чём заключается преимущества кислотных пен имеет ряд перед обычной кислотной обработкой:

1)замедляется растворение карбонатного материала в кислотной пене; малая плотность кислотных пен и их повышенная вязкость; улучшаются условия очистки ПЗП пласта от продуктов реакции.

2) ускоряется растворение карбонатного материала в кислотной пене; малая плотность кислотных пен и их повышенная вязкость; улучшаются условия очистки ПЗП пласта от продуктов реакции.

3) ускоряется растворение карбонатного материала в кислотной пене; высокая плотность кислотных пен и их пониженная вязкость; улучшаются условия очистки ПЗП пласта от продуктов реакции.

46.

Формула скин –фактора

1)

2)

3)

47.

Отличие термохимической обработки от термокислотной.

1) Термохимическая обработка ПЗП - обработка горячей кислотой, при которой для растворения магния подается избыточное количество кислоты для растворения карбонатов породы пласта так, чтобы сохранялась концентрация НСL 10 - 12 %. Термокислотная обработка ПЗП - сочетание термохимической и непрерывно следующей за ней кислотной обработки ПЗП. Причем кислотная обработка может быть, как обычной, так и под давлением.

2) Отличия нет.

3) Термохимическая обработка ПЗП - обработка горячей кислотой, при которой для растворения магния подается избыточное количество кислоты для растворения карбонатов породы пласта так, чтобы сохранялась концентрация НСL 20 - 24 %. Термокислотная обработка ПЗП - сочетание термохимической и непрерывно следующей за ней кислотной обработки ПЗП. Причем кислотная обработка может быть, как обычной, так и под давлением.

56.

Понятие о призабойной зоны пласта

57.

Понятие о скин-факторе

58.

Неоднородность коллектора, показатели неоднородности

59.

Причины, снижающие проницаемость призабойной зоны пласта

60.

Параметры, характеризующие состояние ПЗП

Классификация методов искусственного воздействия на призабойную зону пласта

Назначение методов интенсификации и их общая характеристика

Коэффициент продуктивности и факторы, его определяющие

Условия притока жидкости к скважинам

Виды гидродинамического несовершенства скважин