- •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.
51. Принцип подбора шгн к скважине.
1) станок-качалка по ГОСТ 5866 – 76
СК3 – 1,2 – 620
2) насоса – по диаграмме Адонина
3) расчет колонны штанг производится по номограммам Грузинова и аналитически.
52. Диаграмма Адонина.
Позволяет по заданному дебиту и глубине спуска насоса определить диаметр цилиндра насоса и тип СК. Все СК делятся на 2 группы:
1) базовые модели
2) модифицированные, отличающиеся от базовых удлиненным передним плечом балансира.
На диаграммах штриховкой показаны области применения различных СК, а цифрами в кружках – размеры (диаметры) плунжера насоса, применение которого целесообразно для откачки жидкости при данных условиях. Диаграмма составлена в предположении, что давление на устье и на приеме насоса пренебрежимо малы.
53. Достоинства, недостатки и область применения шгн.
Средний дебит ≈ 14 м3/сут «-»
80% фонда скважин оборудовано ШГН и дают они 20% добычи «-»
Глубина скважин до 3000 м «+»
Дебиты от 1 до 500 м3/сут «+-»
Высокая себестоимость «+»
Исп-ие ШГН на скважинах с низкой продуктивностью «+»
ШГН не исп-ся при откачке продукции с большим содержанием песка «-»
Не исп-ся при откачке коррозионно активных жидкостей «-»
Не исп-ют при откачке жидкостей, содержащих соли «-»
Не исп-ся в наклонных скважинах «-»
Межремонтный период более 180 суток «+».
54. Площадное нагнетание воды.
Это рассредоточенное нагнетание воды в залежи по всей площади нефтеносности (исп-ся с 1943 г.). Исп-ся 5 и 7-точечная схема размещения скважин.
При значительной разности вязкости нагнетаемой воды и нефти исп-ют химические реагенты, которые добавляют в закачиваемую воду (загущение воды). В качестве химических реагентов исп-ют ПАА (полиакриламид).
Давление нагнетания воды зависит главным образом от объема нагнетаемой воды и проницаемости пород. Оптимальные параметры закачки опр-ся опытным путем. При высоком давлении закачки возможен ранний прорыв воды к эксплуатационным скважинам. Оптимальной считается закачка 1 – 3 м3 воды в сутки на 1 м толщины. пласта.
Глубина расположения залежи не должна превышать 800 м.
Процесс площадного заводнения делится на 2 периода:
1) безводная добыча;
2) прогрессирующее обводнение.
55. Вытеснение остаточной нефти газом.
Технологическая схема процесса аналогична площадному нагнетанию воды. Газ нагнетается через несколько равномерно расположенных скважин и оттесняет остаточную нефть к забоям добывающих скважин.
Обычно 1 нагнетательная скважина исп-ся на 4-10 добывающих скважин, т.к. вязкости газа и нефти существенно отличаются друг от друга, возможен ранний порыв газа к забоям добывающих скважин. В качестве рабочего агента чаще всего исп-ют естественный (попутный) нефтяной газ, предварительно очищенный от тяжелых фракций.
Если же газа на промысле недостаточно, то можно исп-ть, например, газ из газопровода, проходящего по близости. Ранее широко применялась закачка воздуха.
Меры по исключению прорывов газа:
1) регулирование отбора и давления в эксплуатационных скважинах;
2) уменьшение V нагнетаемого рабочего агента вплоть до полной остановки и перевода нагнетательной скважины в эксплуатационную и обратно;
3) нагнетание вместе с газом воды.
Поглотительная способность 100-150 м3/сут газа на 1 м толщины пласта.
Удельный расход газа (для получения 1 т дополнительной нефти) до 1500 м3.