Вариант 1 1.Коллекторские свойства поровых и трещиноватых коллекторов

Коллекторские свойства поровых коллекторов(параметры):пористость,проницаемость, гранулометрический состав, удельная поверхность. Проницаемость абсолютная (физическая) – проницаемость пористой среды для газа или однородной жидкости при следующих условиях: А). Отсутствие физико-химического взаимодействия между пористой средой и этим газом или жидкостью. Б). Полное заполнение всех пор среды этим газом или жидкостью. Проницаемость фазовая (эффективная) – проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой фазы или системы. Относительная проницаемость – отношение фазовой проницаемости к абсолютной. Под ПОРИСТОСТЬЮ горной породы понимается наличие в ней пор (пустот). Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы. Общая (полная, абсолютная) пористость – суммарный объём всех пор (V_пор), открытых и закрытых. _{- коэф. общей пористость}

Пористость открытая эквивалентна объёму сообщающихся (V_сообщ) между собой пор.

Коэффициент эффективной пористости (m_эф.) оценивает фильтрацию в породе жидкости или газа, и зависит от объёма пор (V_{пор фильтр}), через которые идёт фильтрация.

m_п > m_o > m_эф

Коллекторские свойства трещиноватых коллекторов(параметры):трещиноватость, густота, раскрытость. Трещиноватость-отношение объёма трещин Vт ко всему объёму V трещинной среды. Густота-отношение полной длины li всех трещин, находящихся в данном сечении трещинной породы к удвоенной площади сечения f. Раскрытость - Ширина трещины

2. Особенности течения жидкости и газа в горизонтальном стволе.

в зависимости от режима работы, физико-химического состава жидкости в скважине со временем накапливается осадок.

1. С увеличением обводненности вероятность оседания осадка уменьшается.

2. С увеличением среднего диаметра частиц вероятность осаждения осадконакопления увеличивается.

3. С увеличением дебита вероятность оседания осадков уменьшается, скорость течения растет.

3. Стадии разработки месторождения.

П е р в а я с т а д и я (стадия ввода месторождения в эксплуатацию), когда происходит интенсивное бурение скважин основного фонда, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. Длительность ее зависит от размеров месторождения и темпов бурения скважин, составляющих основной фонд. В т о р а я с т а д и я (стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти) характеризуется более или менее стабильными годовыми отборами нефти. В задании на проектирование разработки месторождения часто указывают именно максимальную добычу нефти, год, в котором эта добыча должна быть достигнута, а также продолжительность второй стадии. Третья стадия (стадия падающей добычи нефти) характеризуется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения продукции скважин при водонапорном режиме и резким увеличением газового фактора при газонапорном режиме. Значительная часть скважин к концу этой стадии выбывает из эксплуатации. Ч е т в е р т а я с т а д и я (завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокая обводненность продукции и медленное уменьшение добычи нефти.

4.Особенности исследования горизонтальных скважин.

Технология исследования вертикальных и горизонтальных скважин идентична(пуск и остановка скважины, после чего замер давления). Особенностью является лишь невозможность прямого замера на кровле пласта. Обработка исследований на установившихся режимах фильтрации аналогична исследованию вертикальных скважин( строятся индикаторные диаграммы, находят коэффициент продуктивности).При интерпритации КВД горизонт.скважин решаются следующие задачи: 1.определение Рпл, Рзаб, скин-фактора. 2.диагностирование фильтрационной модели пласта 3.свойства на границе пласта,Фильтрационные параметры пласта необходимо использовать как критерий адекватности фильтрационной модели. При этом параметры определены по вертикальным скважинам.

5. Технические параметры и конструкция фонтанной арматуры.

Фонтанная арматура выпускается на рабочее давление - 14,21,35,70,105, и 140 МПа, сечением ствола от 50 до 150 мм, по конструкции фонтанной елки крестовые и тройниковые, по числу спускаемых в скважину рядов труб однорядные и двухрядные и оборудованы задвижками или кранами.

Полный шифр фонтанной арматуры (ГОСТ 13846-84) условно представляется в виде:

АФХ1Х2Х3 – Х4 x Х5Х6Х7,

где А - арматура; Ф - фонтанная; Н-нагнетатаельная;У-устьевая (для ГРП)

Х1 - конструктивное исполнение: с фланцевыми соединениями - без обозначения (наиболее распространенное); подвеска подъемной колонны на резьбе переводника трубной головки - К;

подвеска колонны на муфте в трубной головке - без обозначения; для эксплуатации скважин УЭЦН - Э,

Х2 - номер схемы арматуры; при двухрядной концентричной подвески к номеру схемы добавляется буква «а»;

Х3 - способ управления задвижками: вручную - без обозначения; дистанционно и автоматически - В; автоматически - А; Х4 - условный проход в мм ;Х5 - рабочее давление в МПа;

Х6 - климатическое исполнение: для умеренной климатической зоны - без обозначения; для умеренной и холодной климатических зон - ХЛ; Х7 - исполнение по коррозионностойкости: для обычных сред - без обозначения; для сред, содержащих:

1. до 6% СО2 – К1; до 6% Н2S и СО2 – К2; до 25% Н2S и СО2 – К4.

Например, арматура фонтанная с подвеской подъемных труб на резьбе переводника трубной головки, , с дистанционным и автоматическим управлением за­движек, с условным проходом 100 мм, рассчитанная на рабо­чее давление 21 МПа для некоррозионной среды и холодной климатической зоны — АФК6В-100*21ХЛ;

Типовые схемы фонтанных арматур: 1 — манометр; 2 — вентиль; 3 — буферный фланец под манометр; 4 — запорное устройство; 5 — тройник; 6 — дроссель; 7 — переводник трубной головки; 8 — ответный фланец; 9 — трубная головка; 10 — крестовина елки

Вариант 2