- •1. Жидкости и материалы для проведения грп.
- •2. Этапы проведения грп:
- •3.. Виды и область применения Соляно-кислотной обработки пзп.
- •4. Мероприятия по борьбе и предупреждению аспо в подъемных трубах.
- •6 Виды и условия фонтанирования
- •7. Системы газлифтных подъемников. Условие газлифтной экспл-ии.
- •8,75,76. Достоинства и недостатки газлифтного способа эксплуатации.
- •9. Пусковое давление газлифтной скважины. Методы снижения пускового давления.
- •10. Производительность шсну. Производительность насосной установки, определяемая по длине хода полированного штока и называемая теоретической производительностью, равна
- •11. Режимы откачки (работы) для шсну
- •12. Влияние газа на работу шсну, снижение отрицательного влияния газа на работу шсну.
- •13,18. Показатели использования фонда скважин.
- •14 Факторы, снижающие подачу шсн.
- •15. Динамометрирование шсну
- •16. Оптимальное, допустимое и предельное давления на приеме уэцн.
- •17. Факторы, учитываемые при подборе исполнения, типоразмера и определения глубины спуска уэцн.
- •13,18. Показатели использования фонда скважин.
- •19. Определение глубины спуска уэцн
- •20. Регулирование производительности и напора эцн.
- •21. Влияние газа и вязкости жидкости на рабочие характеристики эцн
- •22. Критерии выбора объекта для проведения грп
- •23,24. Геолого-физические критерии применения методов воздействия на пзп. (доб,нагн)
- •25. Баланс энергий работающей скважины по различным способам эксплуатации.
- •Выражение для энергии газожидкостной смеси w1, расходуемой на подъем 1 т. Жидкости при изменении давления от pзаб до pу
- •26. Глушение скважин
- •27. Технология эксплуатации скважин высокодебитного фонда
- •28. Область применения винтовых установок уэвн и ушвн
- •29. Область применения диафрагменных насосов уэдн
- •30,57. Область применения гко (обработка терригенных коллекторов)
- •31.Виды гидродинамических исследований на скважинах, оборудованных уэцн
- •32. Назначение и сущность метода исследований на установившихся режимах.
- •33. Виды индикаторных диаграмм
- •34. Понятие несовершенной скважины. Виды несовершенства скважин. Коэффициент несовершенства.
- •35. Уравнение притока жидкости и методы расчета коэффициента продуктивности при линейном законе фильтрации.
- •36. Схемы исслендования скважин на нестационарных режимах фильтрации.
- •37. Основное уравнение метода обработки кривой восстановления давления без учета притока
- •38. Что такое скин-эффект?
- •40,72.Консервация скважин
- •41. Ликвидация скважин
- •5,42. Методы освоения нефтяных скважин
- •43,62. Методы освоения нагнетательных скважин
- •44,63. Регулирование работы фонтанных скважин
- •45,79. Регулирование работы скважин с шсну
- •46. Регулирование работы скважин с уэцн.
- •47,65. Исследование газлифтных скважин
- •48. Применяемые подъемники для спуско-подъемных операций при крс.
- •49. Ловильный инструмент для крс.
- •50. Приобщение пластов.
- •51. Перевод скважин на другие горизонты.
- •52. Ликвидация парафино-гидратных пробок в скважинах
- •53. Ликвидация песчаных пробок в скважинах
- •5 4. Нагрузки на штанги. Упругие деформации штанг и труб под действием статических нагрузок.
- •56.Область применения ско
- •30,57.Область прменения гко
- •58.Состав жидкостей разрыва
- •59.Применяемые проппанты при грп
- •60.Для чего проводят минимальный грп (мини-грп)?
- •66.Область применения шсну
- •7 0. Методы борьбы с вредным влиянием песка на работу шсн
- •71.Методы борьбы с вредным влиянием газа на работу уэцн
- •73.Газлифтные клапана, их назначение
- •77.Коэффициент подачи шсну
- •78.Виды нагрузок на штанги (шсн)
- •80. Назначение обратного клапанав уэцн
- •81.Исследование скважин с уэцн.
- •82. Вывод скважин на режим, оборудованных уэцн Подбор оптимального режима работы эцн.
37. Основное уравнение метода обработки кривой восстановления давления без учета притока
Фильтрационные параметры пласта, определяемые методом снятия КВД
Обработку данных КВД проводят по формуле
Гидропроводность
;
проницаемость пласта
;
подвижность нефти в пласте:
;
приведенный радиус скважины, учитывая, что χ=k/(μβ*) (μ и β* определяются в лаборатории по пробе жидкости и по керну)
;
пьезопроводность пласта
Основными параметрами, численно определяемыми после обработки КВД без учета притока, являются А-зависимость и В-зависимость.
Так как дебит скважины до остановки Q известен, известен также объемный коэффициент продукции (нефти), то рассчитывают коэффициент гидропроводности
откуда при известной толщине пласта рассчитывают коэффициент подвижности k\μ, а при известной вязкости флюида — проницаемость зоны реагирования k.
Экстраполяция линейной части КВД до пересечения с осью
∆Р(t), дает численную величину отрезка А
Угол наклона а прямолинейного участка КВД характеризует
угловой коэффициент
Используя вычисленные значения коэффициентов гидропроводности и пьезопроводности, вычисляют приведенный радиус скважины (из формулы ).
Таким образом, в результате исследования скважины на нестационарном режиме работы вычисляются следующие характеристики зоны реагирования:
— коэффициент гидропроводности;
— коэффициент подвижности;
— коэффициент пьезопроводности;
— коэффициент проницаемости, а также приведенный радиус скважины
В случае, когда период работы скважины до остановки T соизмерим с периодом остановки t, используется метод Хорнера:
38. Что такое скин-эффект?
Под скин-эффектом понимается изменение проницаемости ПЗП в сравнении с естественной проницаемостью пласта. Комплексное влияние скважины может приводить как к появлению дополнительных фильтрационных сопротивлений в результате кольматации поровых каналов твердыми частицами, набухания глин, адгезии афальто-смолисто-парафинистых компонентов, отложения солей и т.д., так и к снижению фильтрационных сопротивлений, как следствие развития естественной трещиноватости и образования техногенных трещин, уменьшения доли карбонатных и глинистых материалов в результате химических обработок ПЗП, изменения смачиваемости породы. Скин-эффект может изменяться на различных этапах существования скважины: в результате первичного и вторичного вскрытия, в результате эксплуатации скв, в результате глушения и промывок, в результате проведения ГТМ.
Скин-эффект характеризуется скин-фактором – безразмерной величиной характеризующей потери перепада давления на преодоление сопротивлений в призабойной зоне. Положительная величина скин-фактора характеризует ухудшение проницаемости ПЗП, отрицательная – улучшение проницаемости, нулевая величина – отсутствие дополнительных фильтрационных сопротивлений в ПЗП.
По-видимому, впервые скин-фактор был введен в решение уравнения пьезопроводности Ван Эвердингеном и Херстом, которое ими записано в виде:
,
где S' — численная величина, характеризующая дополнительные фильтрационные сопротивления при течении флюида в ПЗС.
Формула для определения скин-эффекта:
Где кр –проницаемость в удаленной зоне пласта; кd –проницаемость в дренируемой зоне;rd радиус дренирования;
Дополнительные фильтрационные сопротивления зависят от большого количества факторов и могут быть учтены введением понятия приведенного радиуса скважины. Приведенный радиус скважины – это такой радиус ствола скважины без скин-эффекта, при котором она бы давала тот же дебит, что и скважина радиуса rc со скин-эффектом при прочих равных условиях.
rпр=rcexp(-S).
Для определения скин-фактора, а следовательно и состояния призабойной зоны пласта, используются различные методики результатов исследования скважин на неустановившихся режимах. Одним из наиболее простых методов является определение скин-фактора через приведенный радиус скважины, выражаемый из комплексного параметра , который определяется по КВД методами касательной и методом Хорнера.
Другим методом является математическое моделирование процессов, происходящих в ПЗП. В этом случае итоговый скин-фактор представляется как сумма скин-факторов, возникающих в результате каждого процесса в отдельности (за счет искривлений линий тока, за счет наличия трещин, за счет кольматажа на стенке скважины, за счет отложений асфальто-смолисто-парафиновых компонентов, за счет анизотропии пласта и т.д.).