- •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. Технологии разработки многопластовых месторождений.
Существуют три системы разработки многопластового нефтяного месторождения:
- система разработки «снизу вверх», при которой нефтяные пласты (залежи) вводятся в разработку последовательно: каждый вышележащий после разработки нижележащего, причем тот пласт, с которого начинают разработку, носит название базисного, или опорного горизонта (пласта). Базисный горизонт выбирается по признаку высокой его продуктивности и сортности нефти, причем пласт должен быть хорошо изучен на значительной площади и залегать в условиях, благоприятных для его быстрого разбуривания
- система разработки «сверху вниз», при которой пласты вводятся в разработку: каждый нижележащий после разработки вышележащего. Эта система широко применялась в период, когда преобладал ударный способ бурения. В настоящее время система разработки «сверху вниз» допускается как исключение при разработке неглубоко залегающих нефтяных пластов, разбуриваемых легкими передвижными станками, при условии, что верхние пласты являются слабо проницаемыми и при прохождении их последующими скважинами на нижележащие пласты исключается поглощение глинистого раствора и сама пачка верхних пластов разрабатывается по системе «снизу вверх».
- система одновременной разработки двух и более пластов (залежей) предусматривает, что каждый из пластов разбуривается одновременно отдельной сеткой скважин. Эта система применяется при условии, что нефтяные пласты являются высокопродуктивными с хорошо выраженным напорным режимом, разбуриваются быстрыми темпами и эксплуатируются при поддержании пластового давления.
Билет№ 28.
1. Технологии управления продуктивностью скважин
2. Методы определения типа залежи по составу углеводородов и их относительной плотности
Методы определения типа залежи 1. По составу углеводородов и относительной плотности а) Газовые - отсутствуют тяжелые углеводороды (метан- 95-98 %; относительная плотность 0.56; при понижении температуры выделения жидких углеводородов не происходит). б) Газоконденсатные - сухой газ + конденсат (бензиновая, керосиновая, лигроиновая и, иногда, масляная фракции) (метан = 75-90 %, этан = 5-9 %, жидкий газ = 2-5 %, газовый бензин = 2-6 %, не углеводороды = 1-6 %, 0.7-0.9). в) Газонефтяные - сухой газ + жидкий газ (пропан - бутановая смесь) + газовый бензин С5+ (метан = 35-40 %, этан = 20 %, жидкий газ = 26-30 %, газовый бензин = 5 %, не углеводороды = 8-13 %, 1.1). г) Газогидратные - газ находится в твердом состоянии, но при этом отобран керн с гидратом. 2. По методике Ю.П.Коротаева - отношение содержаний изо-бутана (i-С4Н10) к нормальному бутану (n-C4H10). а) Газовые, если g = i-С4Н10 / n-C4H10 >1. б) Газоконденсатные, если g = 0.9-1.1. в) Газоконденсатно-нефтяные, газонефтяные и попутный газ, если g = 0.5-0.8. 3. В качестве критерия оценки типа залежи можно использовать газовый фактор: при его значении более 900 м3/т углеводородную смесь относят к газоконденсатному типу, а при значениях менее 300 м3/т к нефтяному. При величине Гф, изменяющегося от 300 до 900 м3/т, однозначно определить тип залежи, без дополнительных исследований, очень сложно. (Мулявин)
Билет №29
1.