- •1. Эксплуатационный объект, принципы выделения эксплуатационных объектов при проектировании разработки
- •2. Система с законтурным и приконтурным заводнением.
- •3. Рядные системы заводнения.
- •4. Системы с площадным расположением скважин.
- •5. Очаговое и избирательное заводнение, скважинно-трещинные системы разработки.
- •6. Режимы разработки нефтяных месторождений.
- •7. Моделирование разработки нефтяных месторождений, основные типы моделей. Вероятностно-статистическая модель пласта. Детерминированная (адресная модель пласта).
- •8. Разработка нефтяных месторождений при упругом режиме, подсчет упругого запаса жидкости в пласте, основная формула упругого режима и ее использование в гидродинамических расчетах.
- •9. Исследование скважин при неустановившихся режимах фильтрации, метод касательной, метод Хорнера.
- •10. Исследование скважин при установившихся режимах фильтрации.
- •11. Разработка нефтяных месторождений при режимах растворенного газа
- •12. Разработка нефтяных месторождений с применением заводнения. Коэффициент извлечения нефти и составляющие его коэффициенты. Проблемы разработки нефтяных месторождений с заводнением.
- •13. Расчет показателей разработки однородного пласта на основе модели двухфазной фильтрации. Функция Бакли-Леверетта и ее использование в расчетах.
- •14. Особенности разработки газонефтяных месторождений
- •16. Эффективность вытеснения нефти растворителями
- •18. Условия эффективного применения газовых методов
- •19. Вытеснение нефти из пластов водными растворами поверхностно-активных веществ
- •20. Технология полимерного заводнения. Сшитые полимерные системы. Критерии наиболее эффективного применения метода
- •21. Технология мицелярно-полимерного заводнения нефтяных пластов. Особенности строения буферной оторочки при мицелярно-полимерном заводнении.
- •22. Проблемы применения физико-химических методов при разработке нефтяных месторождений
- •23. Технологическая и экономическая эффективность вытеснения нефти горячей водой и паром. Критерии применимости метода.
- •25. Проблемы при разработке месторождений с использованием внутрипластового горения. Будущее метода.
- •26. Теоретические основы подъема газожидкостной смеси.
- •27. Фонтанная и газлифтная эксплуатация скважин.
- •28. Эксплуатация скважин глубинно насосными установками.
- •29. Эксплуатация скважин штанговыми насосными установками.
- •30. Эксплуатация скважин центробежными электронасосами.
10. Исследование скважин при установившихся режимах фильтрации.
↓- ΔР - депрессия на пласт или давление,→ - Qн - дебит нефти
Линия - индикаторная диаграмма скважин, зависимость дебита от депрессии на пласт. Могут быть выпуклые и вогнутые диаграммы к оси дебита. На вогнутой - улучшаются коллекторские свойства, происходит увеличение дебита
Воронка депрессии по пластовому давлению.
Внизу воронки - существенное увеличение скорости фильтрации
Этот метод характеризует проницаемость пласта в призабойной зоне скважин - метод при установившихся режимах фильтрации или метод пробных оторочек.
Закон Дарси:
Для скважин: ,
Дюпюи ввёл:
Основная расчётная формула:
- продуктивность пласта
b- объёмный коэффициент нефти,
с - несовершенство скважин по степени вскрытия
Vнефти в пластовых условиях/Vнефти в поверхностных условиях > 1
с = с 1+ с2
с 1- несовершенство скважин по степени вскрытия,
с 2- несовершенство скважин по характеру вскрытия
11. Разработка нефтяных месторождений при режимах растворенного газа
Режим растворенного газа - это режим истощения нефтяной залежи, проявляющийся при снижении давления ниже давления насыщения до минимально возможного (порядка 1 МПа).
Эффективность этого режима обычно низкая. В самых благоприятных условиях нефтеотдача на этом режиме не может превышать 0,2-0,25 МПа. Вместе с тем эксплуатация залежей на режиме растворенного газа на завершающей стадии упруговодонапорного режима может быть эффективной.
Первоначально при малой насыщенности порового пространства свободным газом, газ остается в виде пузырьков. Выделившийся из нефти газ, расширяясь со снижением давления, способствует вытеснению нефти из пласта. Такой режим называется режимом растворенного газа.
При разработке разница между Р нас и Рплпостоянно нарастает.
Значение газового фактора постоянно нарастает. Величина газового фактора в несколько раз больше пластового содержания.
С увеличением газонасыщенности при снижении пластового давления пузырьки газа всплывают под действием сил гравитации, образуя в повышенной части пласта газовое скопление - газовую шапку.
Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что режим растворенного газа довольно быстро переходит в газонапорный.
Работы Маскета и Мереса являются основополагающими в теории режима растворенного газа.
Одним из простых и наиболее применяемых является метод, разработанный Л.А. Зиновьевой в предположении постоянства газового фактора в некотором интервале давлений от i до i+1. Автором получена зависимость нефтенасыщенности от давления в виде:
Где ri - средний газовый фактор, Si - коэффициент растворимости,
b - объёмный коэффициент нефти, ρг - плотность газа,
ψ(Sк) - отношение фазовой проницаемости газа к нефти
,
Z(р) - коэффициент сжимаемости газа
→ - Р, МПа
Гн- газонасыщенность,bн- объёмный коэффициент, µн- вязкость нефти
Такая разработка в большинствеслучаев не может быть эффективной.
Недостаток:При снижении Рплпадает добыча, следовательно необходимо большое кол-во скважин для быстроты выработки (чтобы не снизилось давление)
Только при активной законтурной воде запасы могут быть выработаны при допустимом снижении пластового давления.