- •1. Горизонтальная скважина (определение)
- •2. Основные объекты применения горизонтальных скважин
- •3. Преимущество горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными и наклонно-направленными;
- •5. Область дренирования гс
- •6. Перечислить методики расчета дебита нефти, газа к горизонтальным скважинам
- •7. Условия перечисленных методик (режим фильтрации, форма пласта, свойства флюида)
- •13. Оборудование заканчивания горизонтальных скважин (перечислить);
- •14. В каких типах коллекторов применяют открытый горизонтальный участок скважины
- •15. В каких типах коллекторов горизонтальный участок скважины оснащают обсадной колонной «зацементированной» с последующей перфорацией
- •20. Классификация разработки пластовых залежей по признаку воздействия на пласт
- •21. Системы с внутриконтурным воздействием (перечислить)
- •23. Параметр плотности сетки скважин
- •24. Условия применения систем с внутриконтурным воздействием (для каких типов коллекторов применяется каждая, особенности геологического строения залежей)
- •25. Технологические модели разработки залежей углеводородов системами горизонтальных скважин (перечислить)
- •26. Условия применения систем горизонтальных скважин (для каких типов коллекторов применяется каждая, особенности геологического строения залежей)
- •27. Математические модели прогнозирования технологических показателей разработки нефтегазовых месторождений горизонтальными скважинами
- •28. Условия математических моделей прогнозирования технологических показателей разработки нефтегазовых месторождений горизонтальными скважинами (режим фильтрации, форма пласта, свойства флюида)
- •29 Задачи промыслово-геофизического контроля за разработкой месторождения
- •31. Оборудование, используемое при проведении пги в гс (перечислить, средства доставки, спускаемые приборы)
- •41 Предельные случаи ориентации трещин грп относительно горизонтального участка
- •42 Способы определения направления развития трещины грп
- •43. Критерии выбора горизонтальных скважин кандидатов для проведения грп
- •45. Способы (инструменты) прогнозирования эффективности грп в горизонтальных скважинах
- •46. Результаты проведения грп в скважинах с горизонтальным участком на месторождениях Западной Сибири
- •47. Типовые профили многоствольных горизонтальных скважин
- •1) Только одна продуктивная зона может дренироваться в горизонтальной скважине.
- •2) Стоимость.
- •3) Трудности связанные с освоением, исследованиями, ремонтными работами
- •51. Интерференция горизонтальных окончаний мгс.
- •52 Классификация залежей по фазовому состоянию (министерство природных ресурсов российской федерации распоряжение от 5 апреля 2007 г. N 23-р)
- •53. Причины конусообразования воды, газа при разработке нефтегазовых залежей, залежей с подошвенной водой
- •55. Технологии разработки нефтегазовых залежей
- •56 Преимущества разработки нефтегазовых залежей скважинами с горизонтальным окончанием
- •58. Классификация залежей по сложности геологического строения (министерство природных ресурсов российской федерации распоряжение от 5 апреля 2007 г. N 23-р)
- •60. Преимущества разработки залежей с высоковязкой нефтью скважинами с горизонтальным окончанием
1) Только одна продуктивная зона может дренироваться в горизонтальной скважине.
2) Стоимость.
3) Трудности связанные с освоением, исследованиями, ремонтными работами
50 Математические методики моделирования МГС (перечислить известные, условия)
1) Борисов, Пилатовский, Табаков (круговая залежь, одноярусная скважина)
2)Григулецкий, Никитин (круговая залежь, одноярусная скважина)
3)Алиев, Бондаренко (круговая залежь, одноярусная скважина)
4) Муркулов (круговая залежь, одноярусная скважина)
51. Интерференция горизонтальных окончаний мгс.
При увеличении количества стволов, снижается выбработка запасов (так как зоны выработки накладываются друг на друга)
52 Классификация залежей по фазовому состоянию (министерство природных ресурсов российской федерации распоряжение от 5 апреля 2007 г. N 23-р)
По начальному фазовому состоянию и составу основных углеводородных соединений в недрах залежи подразделяются на однофазные и двухфазные.
К однофазным залежам относятся:
а) нефтяные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть, насыщенную в различной степени газом;
б) газовые или газоконденсатные залежи, приуроченные к плас¬там-коллекторам, содержащим газ или газ с углеводородным кон¬денсатом.
К двухфазным залежам относятся залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть с растворенным газом и свободный газ над нефтью (нефтяная залежь с газовой шапкой или газовая залежь с нефтяной оторочкой). В отдельных случаях свободный газ таких залежей может содержать углеводородный конденсат. По отношению объема нефтенасыщенной части залежи к объему всей залежи V’н=Vн/(Vн+Vг) двухфазные залежи подразделяются на:
а) нефтяные с газовой или газоконденсатной шапкой (V`н >> 0,75);
б) газо- или газоконденсатнонефтяные (0,50 < V’н < 0,75);
в) нефтегазовые или нефтегазоконденсатные (0,25 < V’н < 0,50);
г) газовые или газоконденсатные с нефтяной оторочкой (V’н < 0,25).
53. Причины конусообразования воды, газа при разработке нефтегазовых залежей, залежей с подошвенной водой
Качественная сторона процесса конусообразования, т.е. форма поверхности раздела вода-нефть или нефть-газ не зависит от того, является ли подошвенная вода движущим фактором или она малоактивна. Но при этом качественном подобии физические причины, вызывающие образование конуса, различны.
Причины:
1). Водонапорный режим характеризуется тем, что при стабилизации пластового давления весь отбор пластовой жидкости замещается поступлением воды в продуктивную часть коллектора. Происходящее при этом продвижение водонефтяного контакта (ВНК) приводит к тому, что скважины, находящиеся в водонефтяной зоне, обводняются, и добыча нефти сопровождается непрерывным ростом содержания воды. Обводнение скважин приводит к росту себестоимости нефти и ухудшению показателей разработки. Так как конус характеризует локальное продвижение поверхности вода-нефть или газ-нефть, то, рассматривая режим работы отдельной скважины, необходимо проводить различие между продвижением краевых вод и напором подошвенной воды. В первом случае продвижение воды происходит вдоль напластования, что характерно для относительно тонких продуктивных пластов, залегающих с заметным углом падения. Второй случай характерен для пластов, залегающих с малым углом наклона.
2)Причина образования конусообразной формы поверхности раздела вода-нефть (нефть-газ или газ-вода) заключается в том, что величина вертикальной составляющей скорости продвижения ВНК принимает максимальное значение вдоль оси скважины. Качественно подобная форма поверхности раздела образуется и в случае, когда подошвенная вода не принимает участие в вытеснении или она малоактивна. При этом поток нефти (газа) к несовершенной скважине на расстоянии, большем одного-двух значений продуктивной толщины от ее оси (внешняя зона), можно считать плоскорадиальным, где линии тока располагаются параллельно кровле и подошве пласта.
Конус подошвенной воды или газа в данном случае может находиться в статическом равновесии и не оказывать существенного влияния на приток нефти к скважине.
3)Экономически невыгодна эксплуатация скважин с максимально возможным (потенциальным) дебитом, т.к. вода или верхний газ мгновенно прорываются в скважину и начинается совместный приток нефти и воды или нефти и газа.
54.