- •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
2. Классификация месторождений по величине извлекаемых запасов
Билет № 27.
1. Назначение и технология проведения гидродинамических исследований
На любом этапе разработки месторождений углеводородов и эксплуатации скважин достаточная достоверная информация о продуктивном пласте и пластовых условиях (МПФС) определяет качество анализа состояния разработки и прогноза поведения залежи при различных вариантах и методах воздействия на залежь, их оптимизацию, а также оценки эффективности проведения ГТМ (ГРП, СКО и др.).
Большую часть этой информации получают по данным ГДИС на неустановившихся режимах, к числу которых относятся: различные виды КПД-КВД, гидропрослушивания (после пусков-остановок как добывающих, так и нагнетательных скважин), импульсные методы, данные пластоиспытателей. Важнейшей частью ГДИС на неустановившихся режимах является проведение измерений изменений забойных давлений во времени APc=APc(t), оценка свойств и природы пластовых флюидов, пласта-коллектора и добывных характеристик скважин.
В практическом, прикладном плане по данным ГДИС оценивается МПФС, которая включает в себя: объем ствола скважины, скин-фактор (т.е. состояние ПЗП скважины - улучшенное или ухудшенное), проницаемость, пористость, удельные запасы, пластовое давление, геометрические размеры (протяженность пласта в пространстве) и условия на границах - наличие перетоков, непроницаемых и различной степени проницаемых границ, сбросов, различные виды неоднородностей и т.д. (см. рис. 1.2).
Подготовка к проведению ГДИС состоит из нескольких этапов:
1. Формулируется цель и задачи ГДИС. Какие результаты, какую информацию о пласте (МПФС), для решения каких практических задач ожидают получить в итоге проведения ГДИС (параметры пласта, скважин, МПФС и т.д.).
2. Решается - на основе анализа теоретических основ ГДИС, -какой вид ГДИС (КВД КПД, гидропрослушивание и т.д.) теоретически позволяет определить-оценить интересующую информацию о пласте (параметрах пласта).
3. Оценивается требуемые точность и продолжительность регистрации изменений давлений во времени с помощью глубинных манометров или комплексов в процессе проведения ГДИС, другая исходная информация (геологическая, геофизическая, PVT), необходимая для обработки и интерпретации фактических данных ГДИС.
4. Разрабатывается технология ГДИС, т.е. как, каким образом проводить ГДИС. Какова требуемая последовательность во времени и каковы условия проведения различных операций ГДИС (установка глубинных приборов, открытие-закрытие скважины и т.д.).
5. Проводится выбор скважин и их оборудования, исходя из необходимости минимизировать побочные факторы (процессы в стволе скважины, изменения режимов работы соседних скважин и др.), влияющие на проводимые ГДИС.
6. Проводится выбор необходимых глубинных приборов и комплексов для регистрации Рд = Рд(1), q = const, температуры и других параметров с требуемой точностью.
7. Составляется программа (календарный план) ГДИС конкретной скважины с указанием и описанием конкретных мероприятий (подготовительных, специальных, связанных с оборудованием, и др.), сроков выполнения и непосредственно ответственных за выполнение с указанием, в частности, за какой тип глубинных приборов (манометров и комплексов), их тарировки, место установки в стволе (на забое скважины) и время начала и конца регистрации давления, несется ответственность.
8. В программе (плане) указываются требования к режимам работы соседних скважин в процессе ГДИС, вопросам соблюдения правил техники безопасности и охраны окружающей среды и недр.