- •1. Основные этапы развития нефтяной и газовой промышленности (ссср, Россия, Республика Коми).
- •2. Понятие о нефтегазовой залежи.
- •9. Схема оборудования устья скважины для вызова притока.
- •10. Конструкция забоев скважин.
- •11. Назначение фильтров.
- •12. Классификация скважин по назначению.
- •13. Основные параметры, характеризующие систему разработки.
- •14. Системы разработки при отсутствии воздействия на пласт.
- •15. Системы разработки с воздействием на пласт.
- •16. Особенности размещения скважин при разработке газовых скважин.
- •17. Типы несовершенства скважин.
- •18. Приведенный радиус скважины.
- •19. Исследование скважин при установившихся режимах.
- •20. Индикаторные линии и коэффициент продуктивности.
- •21. Общее уравнение притока жидкости и газа к скважине.
- •22. Исследование скважин при неустановившемся режиме. Обработка квд.
- •23. Исследование газовой скважины.
- •24. Вывод формулы Дюпюи для нефтяных и газовых скважин.
- •25. Закон Дарси.
- •26. Понятие о фазовых и относительных проницаемостях.
- •27. Статический и динамический уровень.
- •28. Режимы эксплуатации залежи.
- •29. Энергия напора пластовых вод.
- •30. Энергия сжатого свободного газа.
- •31. Энергия упругости пластовой водонапорной системы.
- •32. Энергия напора, обусловленного силой тяжести нефти.
- •33. Смешанные режимы.
- •34. Механизм вытеснения нефти газом.
- •35. Баланс энергии в скважине.
- •36. Модель газожидкостного подъемника.
- •37. Теория подъема гжс.
- •38. Структура движения газожидкостных потоков в нкт и область их существования.
- •39. Фонтанная эксплуатация.
- •40. Осложнения в работе фонтанных скважин и способы их устранения.
- •41. Эксплуатация газовых скважин.
- •42. Эксплуатация газлифтным способом.
- •43. Методы увеличения кпд газлифтных скважин.
- •44. Эксплуатация скважин пэцн.
- •45. Эксплуатация скважин шгн.
- •51. Принцип подбора шгн к скважине.
- •52. Диаграмма Адонина.
- •53. Достоинства, недостатки и область применения шгн.
- •54. Площадное нагнетание воды.
- •55. Вытеснение остаточной нефти газом.
- •56. Форсированный отбор жидкости.
- •57. Термическое воздействие на пласт.
- •58. Шахтные методы добычи нефти.
- •59. Газо- и конденсатоотдача газовых и газоконденсатных залежей.
- •60. Методы воздействия на пзп.
- •61. Требования к методам вскрытия пласта.
- •62. Виды перфорации.
- •63. Технология и техника гпп.
- •64, 66. Освоение скважин, малодебитных скважин.
- •65. Особенности освоения газовых и нагнетательных скважин.
- •67. Подземный ремонт скважин.
- •68. Виды аварий.
- •70. Принципы обезвоживания и обессоливания нефти перед ее сдачей.
- •71. Утилизация попутного газа и воды.
- •72. Магистральный транспорт нефти и газа.
- •73. Принципы оценки запасов нефтяного и газового месторождения объемным методом.
- •74. Принципы определения сроков разработки месторождения.
- •75. Критерии рациональности системы разработки.
- •76. Исходные геологические данные для проектирования разработки.
23. Исследование газовой скважины.
Скважину пускают в эксплуатацию и регистрируют изменение давления во времени. После достижения стабилизации, скважину закрывают и снимают кривую изменения во времени. Забойное давление можно измерить глубинными манометрами.
24. Вывод формулы Дюпюи для нефтяных и газовых скважин.
Дебит скважины для жидкости:
Дебит для газа:
25. Закон Дарси.
Открыт в 1854 г. исследованием движения воды в р. Сена.
kф – коэффициент фильтрации
I – гидравлический уклон.
1930 г. – Нуттинг ввел понятие коэффициента проницаемости k.
Проницаемость – это свойство пористой среды пропускать через флюид под действием приложенного перепада давления.
k – проницаемость
μ – динамическая вязкость
L – длина.
По старой системе измерения 1Д (дарси)=10-12 м2.
За единицу проницаемости (1 м2) принимают проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой с F=1м2, L=1м, при перепаде давления 1 Н/м2 расход жидкости вязкостью 1 Н*м2/с составляет 1 м3/с.
Физический смысл проницаемости – это характеристика величины площади сечения каналов пористой среды, по которым в основном и происходит фильтрация.
26. Понятие о фазовых и относительных проницаемостях.
Проницаемость – это свойство пористой среды пропускать через флюид под действием приложенного перепада давления.
При движении многофазной жидкости (нефть, газ, вода), каждая из фаз, как правило, мешает движению другой. Поэтому проницаемость среды для каждой из фаз (фазовая проницаемость – кж, кг) отличается от абсолютной проницаемости пласта. (кж+кг)<к.
Абсолютная проницаемость – способность породы пропускать сквозь себя 1 фазу.
Эффективная (фазовая) проницаемость – способность породы пропускать сквозь себя 1 фазу, но эта фаза фильтруется в пористой среде относительно другой или других фаз.
Относительная проницаемость = отношению фазовой проницаемости к абсолютной.
27. Статический и динамический уровень.
Уровень столба жидкости, установившийся в скважине после установки при условии, что на него действует атмосферное давление (затрубная задвижка открыта) наз-ся статическим.
Уровень жидкости, который устанавливается в работающей скважине при условии, что на него действует атмосферное давление, наз-ся динамическим.
Воронка депрессии – это графическое изображение изменения давления во времени.
28. Режимы эксплуатации залежи.
1. упругие и упруговодонапорные – режимы истощения. За счет энергии, высвобождающейся при снижении пластового давления.
2. водонапорные и газонапорные – режимы вытеснения.
3. режим растворенного газа и гравитационный режим – режимы истощения. В режиме растворенного газа – за счет энергии газа, которая выделится из нефти при понижении пластового давления ниже давления насыщения нефти газом. В гравитационном режиме – за счет сил тяжести.
Возможно проявление нескольких видов пластовой энергии.
29. Энергия напора пластовых вод.
Приток нефти осуществляется за счет энергии напора краевых вод.