- •1 Природные резервуары, ловушки, залежи и месторождения нефти.
- •2 Свойства коллекторов нефти и газа. Типы коллекторов нефти и газа.
- •3 Природные режимы залежей нефти и газа
- •4 Неоднородность продуктивного пласта
- •5 Цели и задачи геофизических исследований скважин
- •6. Классификация методов геофизических исследований скважин.
- •1 Гранулометрический состав нефтесодержащих пород. Методы его определения. Использование результатов определений в практике нефтедобычи.
- •2 Пористость горных пород. Коэффициенты полной, открытой и динамической пористости пород. Методы их определения. Применение сведений о пористости в нефтедобыче.
- •1 Закон Дарси. Коэффициент фильтрации. Зависимость коэффициента фильтрации от свойств пористой среды и фильтрующейся жидкости.
- •2 Уравнение притока. Индикаторная диаграмма. Определение параметров пласта и коэффициента продуктивности скважины
- •3 Приток жидкости к несовершенным скважинам. Виды несовершенства скважин. Приведенный радиус скважины
- •4. Неустановившаяся фильтрация упругой жидкости в упругой пористой среде. Основная формула теории упругого режима пластов.
- •5. Особенности фильтрации неньютоновских жидкостей.
- •6. Особенности фильтрации жидкости и газа в трещиноватых и трещиновато-пористых средах.
- •1 Структура производственного процесса разработки и эксплуатации месторождений углеводородов. Система скважин. Система поддержания пластового давления.
- •2. Сводная геолого-физическая характеристика продуктивного пласта.
- •Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов
- •3 Проектные документы на разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений. Виды проектных документов, обосновываем в них положения. Рациональная разработка месторождения.
- •4. Основные требования к проектированию разработки месторождения. Выделение эксплуатационных объектов. Варианты разработки эксплуатационных объектов (размещение скважин, базовые методы разработки).
- •1 Требования к выделению эксплуатационных объектов
- •Геолого-технологические основы выбора вариантов разработки
- •5. Технологический (геологический) режим эксплуатации нефтяных, газовых и нагнетательных скважин. Ограничения режима эксплуатации скважины.
- •7 Стадии процесса разработки месторождения.
- •8 Геологические и фильтрационные модели месторождения углеводородов.
- •9 Двухфазная фильтрация под действием гидродинамических сил (перепада давления). Уравнения движения фаз.
- •10 Двухфазная фильтрация под действием капиллярных сил. Уравнения движения фаз.
- •11 Прогнозирование (проектирование) технологических показателей разработки
- •12 Прогнозирование (проектирование) технологических показателей разработки (нефтеизвлечения) на основе аналитической модели процесса.
- •13. Прогнозирование технологических показателей разработки (нефтеизвлечения) на основе цифровой модели процесса
- •14. Прогнозирование технологических показателей разработки (нефтеизвлечения) на основе статистической модели процесса.
- •15. Контроль нефтеизвлечения с использованием промысловых и гидродинамических исследований скважин.
- •16. Контроль нефтеизвлечения с использованием промыслово-геофизических исследований скважин.
- •17. Принципы и технологии регулирования (оптимизации) нефтеизвлечения. Геолого-технические мероприятия по поддержанию проектной добычи нефти.
- •18. Принципы и технологии регулирования (оптимизации) нефтеизвлечения. Геолого-технические мероприятия по увеличению (интенсификации) добычи нефти.
- •19 Оценка фактических и прогнозных результатов регулирования (оптимизации) нефтеизвлечения
- •20 Программные средства проектирования разработки месторождения.
- •21 Программные средства мониторинга и регулирования разработки месторождения.
- •22. Мероприятия по охране недр при реализации процесса разработки месторождения.
- •1. Освоение добывающих и нагнетательных скважин.
- •2. Определение пластового и забойного давления в нефтяной и газовой скважинах.
- •3 Техника и технология гидродинамических исследований скважин методом установившихся отборов (закачек). Коэффициент продуктивности (приемистости) скважины.
- •4 Техника и технология гидродинамических исследований скважин методом восстановления давления. Скин-фактор.
- •5 Техника и технология фонтанной эксплуатации нефтяных скважин (оборудование, режим эксплуатации скважины, исследование скважины, осложнения эксплуатации)
- •6. Основы теории газожидкостного подъемника. Общие принципы расчета распределения давления газожидкостной смеси по длине подъемных труб
- •7. Техника и технология газлифтной эксплуатации нефтяных скважин (оборудование, режим эксплуатации скважины, исследование скважины, осложнения эксплуатации).
- •8. Техника и технология эксплуатации нефтяных скважин штанговыми скважинными насосными установками (шсну) (оборудование, режим эксплуатации скважины, исследование скважины, осложнения эксплуатации)
- •9 Нагрузки на колонну насосных штанг. Динамометрирование установок.
- •10 Выбор шсну для эксплуатации нефтяной скважины в заданном технологическом режиме.
- •11 Техника и технология эксплуатации нефтяных скважин установками центробежных электронасосов (уэцн) (оборудование, режим эксплуатации скважины, исследование скважины, осложнения эксплуатации).
- •14. Назначение и классификация подземных (текущих) ремонтов скважин. Определение межремонтного периода (мрп).
- •15. Особенности эксплуатации обводненных нефтяных скважин
- •16. Особенности эксплуатации нефтяных скважин с повышенным содержанием механических примесей в продукции.
- •17. Особенности эксплуатации нефтяных скважин при отложении асфальтосмолопарафиновых веществ.
- •18.Особенности эксплуатации нефтяных скважин при отложении солей.
- •20 Техника и технология воздействия на пзп
- •21.Техника и технология ремонтно-изоляционных работ.
- •22.Наземные сооружения и оборудование для ремонтных работ в скважинах.
- •1 Техника и технология искусственного заводнения нефтяной залежи. Особенности эксплуатации нагнетательных скважин (подземное и наземное оборудование, режим эксплуатации, исследование скважины).
- •2.Классификация методов увеличения нефтеизвлечения (мун).
- •3.Технология и техника физико-химических мун.
- •4.Технология и техника микробиологических мун.
- •5. Технология и техника газовых мун (методов вытеснения нефти смешивающимися с нею агентами).
- •6. Технология и техника тепловых мун.
- •1) Закачка пара
- •2) Закачка горячей воды
- •3) Пароциклическая обработка
- •4) Внутрипластовое горение.
- •7. Критерии выбора участка для физико-химического воздействия с целью повышения нефтеизвлечения.
- •1.Понятие о системах сбора и подготовки нефти, газа и воды.
- •2.Сепарация нефти.
- •3.Продукция нефтяных скважин. Водонефтяные эмульсии, свойства ,методы разделения.
- •4.Измерение продукции нефтяных скважин. Автоматизированные групповые замерные установки.
- •5.Промысловые сборные трубопроводы. Классификация трубопроводов.
- •6.Борьба с отложениями парафина и отложениями солей при эксплуатации сборных трубопроводов.
- •7. Резервуары и резервуарные парки.
- •8. Борьба с коррозией при эксплуатации трубопроводов и нефтепромыслового оборудования.
- •9 Подготовка нефти товарных кондиций
10 Двухфазная фильтрация под действием капиллярных сил. Уравнения движения фаз.
Углеводородные системы могут быть гомо- и гетерогенными. В гомогенной системе все ее части имеют одинаковые физические и химические свойства. Составляющие гомогенной системы (называемые компонентами) «размазаны» по всему пространству и взаимодействуют на молекулярном уровне. Для гетерогенной системы физические и химические свойства в разных точках различны. Гетерогенные системы состоят из фаз. Фаза-это часть системы, которая является гомогенной и отделена от других фаз отчетливыми границами. Смесь воды, нефти и газа в пласте-типичный пример гетерогенной среды.
На межфазной границе возникает капиллярный скачок давления рк, определяемый по формуле Лапласа,
где а - коэффициент межфазного натяжения; R1 и R2- главные радиусы кривизны поверхности раздела фаз в данной точке; давление p (i= I, 2) в каждой фазе, образующей связную область, понимается как величина, усредненная по элементарному макрообъему.
Капиллярное давление, пропорциональное кривизне межфазной границы, зависит от структуры порового пространства и от преимущественной смачиваемости скелета породы каждой из фаз. Капиллярные силы, способные создать в поровых каналах достаточно большие градиенты давления по сравнению с внешним перепадом, полностью определяют распределение фаз в поровых каналах.
При медленной совместной фильтрации можно предположить,что при данной насыщенности жидкости распределены так же, как и в условиях гидростатического равновесия. Это- один из постулатов теории многофазной фильтрации.
Он означает, что при совместном течении жидкостей:
1) разность давлений в двух фазах р2 — Р1 равна капиллярному давлению рк, которое считается известной экспериментальной функцией
насыщенности, т.е
где Ǿ - статический краевой угол смачивания между жидкостями и породой (интегральная характеристика смачиваемости в системе жидкость-пористая среда); J (s) - безразмерная функция Леверетта, харакерный вид
2) капиллярные и гидромеханические силы влияют на распределение
фаз в порах;
3) гидравлические сопротивления, а следовательно, относительные проницаемости каждой из фаз являются однозначно определенными
функциями насыщенности;
4) закон движения каждой из фаз формулируется как обобщенный
закон Дарси
Процессы многофазной фильтрации идут по-разному, в зависимости от характерного времени фильтрационного процесса и от размеров области течения. Капиллярные силы создают в пористой среде перепад давления, величина которого ограничена и не зависит от размеров области фильтрации. Вместе с тем, перепад внешнего давления, создающего фильтрационный поток между двумя точками, пропорционален скорости фильтрации и расстоянию между этими точками. Если размеры области малы, то при достаточно малых скоростях фильтрации капиллярные силы могут превзойти внешний перепад давления.Напротив, если рассчитывается движение в очень большой области(например, в целой нефтяной или газовой залежи), то влияние капиллярных сил на распределение давления незначительно и их действия сказываются через локальные процессы перераспределения фаз. Взаимное торможение фаз, благодаря которому относительные фазовые про-
ницаемости не равны соответствующим насыщенностям, обусловлено, тпрежде всего, капиллярными эффектами. В тех случаях, когда можно пренебречь капиллярным скачком px{s), капиллярность косвенно учитывается самим видом опытных кривых относительных фазовых проницаемостей kt(s).
Уравнение движения фаз Рассмотрим фильтрацию флюидов в пористых средах, принимаяв качестве закона движения линейный закон фильтрации Дарси .Закон Дарси записан в конечном виде, т.е. для пласта или образца с постоянной площадью сечения, где Ар* -разность приведенных давлений на конечной длине L. Для трубки тока с переменной площадью сечения по длине трубки закон Дарси записывается в дифференциальной форме.
Выделим два сечения - первое на расстоянии х от начала отсчета вдоль линии тока, второе-на расстоянии Ах от первого .Пусть движение флюида происходит в направлении возрастания координаты х.
В сечении с координатой х обозначим приведенное давление через
р* (S, t), в сечении с координатой х + ∆S-через р* (s + ∆S , t). Использовав
формулу получим:
Знак минус появился в правой части формулы потому, что приведенное давление падает по движению жидкости, т.е. градиент приведенного давления отрицателен Dp*/Dх < 0.
