- •2. Назначение систем поддержания пластового давления.
- •Способы регулирования подачи ушсн
- •Коэффициенты обводненности и водонасыщенности. Методы их определения.
- •Влияние анизотропии коллектора на образование конусов подошвенной воды
- •Причины снижения загрузки погружного электродвигателя уэцн
- •Область применения нефтедобывающих скважин с горизонтальными окончаниями
- •Метод подбора уэцн для нефтяных скважин.
- •Основные законы фильтрации жидкости в пористой среде
- •Технология глушения скважин
- •Особенности разработки трещиновато-поровых коллекторов
- •Технологии предупреждения и удаления аспо в скважинах, оборудованных ушсн
- •Виды и назначение площадных систем заводнения
- •Область применения винтовых установок уэвн и ушвн
- •Виды и назначение рядных систем заводнения
- •Технологии предупреждения и удаления аспо в скважинах, оборудованных уэцн
- •Основные виды внутриконтурного заводнения
- •Показатели использования фонда скважин
- •Источники пластовой энергии
- •Виды гтм, применяемых на нагнетательных скважинах
- •Режимы эксплуатации залежей
- •Виды несовершенства скважин и его учет
- •Эксплуатация залежи в режиме растворенного газа.
- •Технология исследования нагнетательных скважин
- •Разработка нефтегазовых залежей с газовой шапкой
- •Методы снижения пусковых давлений газлифтных скважин
- •Виды неоднородности коллекторов
- •Параметры, контролируемые при выводе скважин на режим.
- •Методы определения кин
- •Состав и классификация аспо в системе сбора скважинной продукции
- •Критерии выбора при грп
- •Основные факторы образования аспо в системе сбора скважинной продукции.
- •2. Технологии регулирования разработки нефтяных месторождений
- •1. Недостатки газлифтной эксплуатации
- •2. Особенности разработки нефтяных месторождений с недонасыщенными коллекторами
- •1. Достоинства газлифтной эксплуатации
- •2. Технология и область применения барьерного заводнения.
- •1. Схема предварительного разгазирования нефти. Понятие сепарации и ступеней сепарации
- •2. Особенности геологического строения разработки нефтегазовых залежей
- •1. Назначение и технологии проведения кислотных обработок добывающих скважин.
- •2. Классификация месторождений по величине извлекаемых запасов
- •1. Назначение и технология проведения гидродинамических исследований
- •2. Технологии разработки многопластовых месторождений.
- •1. Технологии управления продуктивностью скважин
- •2. Методы определения типа залежи по составу углеводородов и их относительной плотности
- •2. Технологии интенсификации разработки нефтяных месторождений
- •1. Технологии освоения нагнетательных скважин
- •2. Технологии регулирования разработки нефтяных месторождений
- •1. Технологии вторичного вскрытия пластов
- •2. Категории запасов нефти
- •1. Методы интерпретации квд и определяемые по ним параметры.
- •2. Характеристика и методы определения стадий разработки нефтяных месторождений
- •1. Теплофизические методы воздействия на пзп
- •2. Классификация методов увеличения нефтеотдачи
- •1. Технология приобщения пластов
- •2. Последовательность разработки и назначение проектных документов на разработку нефтяных месторождений
- •1. Причины разрушения прискважинной зоны пласта при добыче нефти
- •2. Особенности разработки нефтяных месторождений на завершающей стадии
- •1. Факторы, влияющие на образование эмульсий
- •2. Технологии совместной разработки многопластовых залежей
- •1. Предотвращение образования стойких эмульсий
- •2. Особенности разработки низкопроницаемых и неоднородных коллекторов
- •1. Технологии предупреждения образования солеотложений при эксплуатации скважин
- •2. Технологии выработки остаточных запасов нефти
Параметры, контролируемые при выводе скважин на режим.
• В процессе вывода на режим необходимо осуществлять постоянный контроль следующих параметров:
Ø изменение уровня жидкости в скважине;
Ø дебит;
Ø буферное, линейное и затрубное давление;
Ø рабочий ток;
Ø первичное напряжение (напряжение с КТППН);
Ø сопротивление изоляции системы «кабель-ПЭД».
Ø притока жидкости из пласта.
Все параметры необходимо заносить в карту вывода скважины (приложение№3). После каждого замера рабочих параметров необходимо производить расчет притока жидкости из пласта (раздел 4.2) до установления безопасного (минимально достаточного для охлаждения ПЭД) притока. Вывод скважин на режим без контроля, а также отсутствие или не заполнение карты вывода на режим, является нарушением технологии вывода на режим.
После откачки и визуального определения отсутствия в продукции скважины жидкости глушения произвести отбор пробы на КВЧ. Отбор проб на КВЧ при выводе на режим должен производится по скважинам:
Ø после ГРП (с давностью гидроразрыва менее 1 года);
Ø с выносом механических примесей (по результатам исследований проб при эксплуатации скважины или по результатам разборов на Дне Качества);
Ø на УЭЦН с подконтрольной эксплуатацией и экспериментальных установках;
Ø после капитального ремонта (перестрел, переход на другой пласт и т.д.);
Ø выводимых из бездействия;
Ø после проведения работ связанных с обработкой призабойной зоны (промывка гидрожелонкой, перо-воронкой и т.д.).
Для обеспечения стабильной и долговременной работы УЭЦН на скважине, содержание механических примесей в перекачиваемой жидкости не должно превышать:
Ø Для УЭЦН в износостойком исполнении – 500 мг/л;
Ø Для УЭЦН в обычном исполнении – 100 мг/л.
Билет № 17.
Методы определения кин
Величина Ки.н. зависит от ряда геолого-физических и технологи-ческих факторов. Она определяется литологическим составом коллектора, неоднородностью продуктивного горизонта (пласта), проницаемостью пород, эффективной нефтенасыщенной толщиной. К физическим факторам, от которых зависит величина этого коэффициента, следует отнести в первую очередь отношение вязкости нефти m н к вязкости воды в (обозначаемое в дальнейшем m о). На величину Ки.н. оказывают влияние применяемые методы искусствен-ного воздействия на пласты, а при разработке без воздействия -природный режим залежи, плотность сетки добывающих скважин, новые методы разработки и способы интенсификации добычи нефти и другие факторы.
Подобно подсчету балансовых запасов определение конечных коэффициентов извлечения нефти и извлекаемых запасов должно быть увязано с этапами и стадиями геологоразведочных работ и разработки залежей, т. е, с объемом имеющейся информации, а также с особенностями геологического строения залежей.
На открытых залежах, по завершению поискового этапа, а также на стадии оценки, когда данных еще недостаточно, расчет коэффициентов извлечения основывается на многомерных статистических моделях.
При подсчете запасов нефти после завершения разведки и при пересчете запасов после разбуривания залежи по первому проектному документу составляется технико-экономическое обоснование (ТЭО) коэффициента извлечения на основе опыта нефтедобывающих районов с учетом достигнутого уровня техники и технологии добычи. В этом документе обосновывается выбор оптимального варианта системы разработки по результатам технико-экономических расчетов нескольких вариантов систем, в том числе и варианта системы разработки на естественном режиме. Для каждого варианта рассчитываются коэффициент извлечения и другие показатели разработки. Принимается коэффициент извлечения того варианта, который наиболее рационален с учетом замыкающих затрат.
Коэффициенты извлечения нефти на средних, крупных и уникальных залежах рассчитываются гидродинамическими методами с учетом одномерных моделей фильтрации—на стадии завершения разведки и двумерных моделей, идентифицируемых с реальными пластовыми условиями,—на стадиях разработки. По мелким залежам коэффициенты извлечения нефти определяются с использованием коэффициентов вытеснения, охвата вытеснением и заводнения. Для нефтяных и газонефтяных залежей, разрабатываемых с применением заводнения и других методов воздействия на пласт, а также разрабатываемых на природных режимах, предусматривается единый подход к обоснованию конечного коэффициента извлечения нефти. При этом коэффициенты извлечения нефти определяются отдельно для нефтяных, водонефтяных, газонефтяных и водогазонефтяных зон.
Если залежь вступила в позднюю стадии разработки, ее извлекаемые запасы могут быть уточнены непосредственно на основе данных эксплуатации за период работы на этой стадии, предшествующий дате подсчета запасов. В этом случае утвержденный коэффициент извлечения нефти уточняется в соответствии с подсчитанными извлекаемыми запасами и принимается равным отношению их величины к начальным балансовым запасам.
Билет № 18.