- •2. Назначение, основные схемы и состав фонтанной арматуры.
- •3.Свойства пластовых вод, встречаемых в нефтегазоносных резервуарах.
- •4. Нефть и ее свойства, учитываемые при подсчете запасов и разработке.
- •6.Критерии выбора скважин для проведения грп.
- •7. Природные углеводородные газы и их свойства, учитываемые при подсчете запасов и разработке м/р.
- •8. Технологические режимы эксплуатации газовых скважин.
- •1. Режим постоянного градиента на забое скважины
- •2. Режим постоянной депрессии на пласт
- •6. Режим постоянного градиента по оси скважины
- •7. Режим постоянной скорости газа на устье.
- •9. Течение газированной жидкости в пласте. Функции Христиановича. Формула для дебита скв.
- •10. Применение детальной сейсмической съемки в контроле за разработкой месторождений Западной Сибири.
- •11. Типы профилей гс и их геометрические характеристики
- •12. Учёт многослойности н-х пл при проект-нии гс
- •13.Геолого-физические критерии применения методов воздействия на пзп нагнетательных скважин.
- •15. Явления адсорбции в пластах-коллекторах при процессах нефтеизвлечения.
- •16. Влияние газа и вязкости жидкости на рабочие характеристики эцн.
- •17. Теория Баклея-Леверетта. Связь насыщенности пористой среды с обводненностью продукции и прогноз обводненности скважин.
- •18. Кавитация в насосах и способы ее предупреждения.
- •20. Проблемы разработки недонасыщенных низкопроницаемых пластов месторождений Западной Сибири.
- •1. Обеспечение высокого качества открытого ствола скважины перед вскрытием продуктивного пласта
- •2. Вскрытие продуктивного пласта бурением
- •3. Спуск и цементирование эксплуатационной колонны с сохранением коллекторских свойств продуктивного пласта.
- •4. Вторичное вскрытие с сохранением коллекторских свойств продуктивного пласта;
- •5. Обеспечение проницаемости около скважинной зоны выше естественной.
- •21.Геолого-физические критерии применения методов воздействия на пзп добывающих скважин.
- •23. Регулирование производительности и напора уэцн.
- •24. Способы регулирования режима работы поршневых насосов.
- •25.Исследование газовых скважин на установившихся режимах. Коэффициенты фильтрационных сопротивлений.
- •26. Общие положения неустановившегося движения упругой жидкости в деформируемой пористой среде. Уравнение пьезопроводности.
- •27. Понятие несовершенной скважины. Виды несовершенства скважин. Приток однородной жидкости к несовершенным скважинам. Приведенный радиус скважины. Коэффициент несовершенства.
- •28.Обоснование коэффициентов вытеснения и коэффициентов охвата при проектировании систем разработки нефтяных месторождений.
- •29. Фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов.
- •К плохо проницаемым относятся: глины, с упорядоченной пакетной упаковкой, глинистые сланцы, мергели, песчаники, с обильной глинистой цементацией.
- •30.Основные коэффициенты, характеризующие неоднородности строения пластов (эксплуатационных объектов). Методы построения геолого - статистических разрезов (гср).
- •31. Технологии применения вус, гос и ос на месторождениях Западной Сибири.
- •32 Категории запасов
- •33. Оптимальное, допустимое и предельное давления на приеме уэцн.
- •34. Способы регулирования режима работы центробежных насосов.
- •35.Приток к совершенной скважине. Формула Дюпюи. Коэффициент продуктивности. Индикаторные диаграммы, их построение и применение.
- •36. Уравнение состояния реального газа. Определение коэффициента сверхсжимаемости газа.
- •37. Технология процесса и методы контроля за ним при закачке гелеобразующих составов в пласт.
- •38. Породы коллекторы и неколлекторы. Методы выделения их в разрезах скважин.
- •39. Фазовые состояния и превращения углеродистых систем при разработке нефтяных, газонефтяных и газоконденсатных залежей.
- •41. Создание высоких давлений нагнетаемой воды при эксплуатации нефтяных скважин
- •42. Методы интенсификации разработки нефтяных месторождений.
- •43.Особенности разработки месторождений с небольшими и трудноизвлекаемыми запасами в условиях Западной Сибири.
- •44. Совместная работа центробежного насоса и трубопровода.
- •45.Теоретическая и действительная q-h(p) характеристика поршневых насосов. Понятие коэффициента подачи.
- •46 .Методы увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении.
- •Циклическое заводнение
- •Создание высоких давлений нагнетания
- •Форсированный отбор жидкости
- •47. Требования к конструкции газовых скважин. Обвязы устья скважин.
- •48. Основные технологические ограничения в разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений.
- •49. Задачи, решаемые геофизическими методами контроля за разработкой нефтяных и нефтегазовых месторождений.
- •50.Методика учета неоднородных пластов (эксплуатационных объектов) в расчетах процессов заводнения нефтяных месторождений.
26. Общие положения неустановившегося движения упругой жидкости в деформируемой пористой среде. Уравнение пьезопроводности.
При подсчете запасов нефти и газа в нефтегазоводоносных пластах, проектировании разработки нефтяных месторождений и в процессе самой разработки их следует учитывать упругие свойства жидкости и нефтеводоносного пласта. Доминирующие формы пластовой энергии в процессе его разработки определяют режим пласта.
Если преобладающей формой пластовой энергии будет та, источником которой является упругая деформация пласта и сжатый жидкости, режим пласта назовем упругим.
В пластовой жидкости может содержаться природный газ. Когда пластовое давление превышает давление насыщения жидкости газом, весь пластовый газ находится в растворенном состоянии. Если в начале разработки пласта давление было больше давления насыщения, то режим пласта был непременно упругим.
Отметим две характерные особенности упругого режима.
наблюдаются длительные (неустановившиеся) процессы перераспределения давления в пласте;
происходит изменение упругого запаса жидкости в пласте.
Движение жидкости в условиях упругого режима возникает в ближайшей окрестности скважины в начале ее эксплуатации (или введенной для нагнетания); только через некоторое время оно распространится на более удаленные области пласта.
В ряде случаев приток жидкости к скважинам поддерживается за счет напора воды, поступающей в пласт из области питания. Тогда режим пласта называется водонапорным. Однако всякий водонапорный режим является
также и упругим. Следовательно, водонапорный режим пласта можно именовать упруго-водонапорным.
Если вытеснение жидкости из пласта происходит не под действием преобладающего влияния упругости пласта и жидкости, упруго-водонапорный режим вступает в новую фазу; режим становится жестким водонапорным.
Пусть нефтеводоносный пласт выклинивается в непроницаемую для жидкости породу или он ограничен непроницаемыми сбросами. Доступ жидкости в пласт извне отсутствует. При этих условиях пласт является закрытым, запасы жидкости в процессе ее отбора не пополняются. Обычно большое в начале разработки пласта давление по мере истощения запаса жидкости падает. В данном случае налицо замкнуто-упругий режим.
.
Уравнение известно под названием уравнения пьезопроводности. Коэффициент характеризует быстроту распределения давления в пласте и носит название коэффициент пьезопроводности. Само уравнение позволяет определить поле давления при нестационарных процессах в пласте с упругим режимом.
27. Понятие несовершенной скважины. Виды несовершенства скважин. Приток однородной жидкости к несовершенным скважинам. Приведенный радиус скважины. Коэффициент несовершенства.
Различают два вида несовершенства скважин - несовершенство по степени вскрытия и несовершенство по характеру вскрытия.
Несовершенная скважина по степени вскрытия - это скважина с открытым забоем, вскрывшая пласт не на всю мощность, а частично.
Скважина, хотя и доведённая до подошвы пласта, но сообщающаяся с пластом только через отверстия в колонне труб, в цементном кольце или в специальном фильтре, называется несовершенной по характеру вскрытия пласта.
На практике чаще всего встречаются скважины несовершенны как по степени, так и по характеру вскрытия пласта.
Отношение дебита гидродинамически несовершенной скважины к дебиту совершенной скважины характеризует степень несовершенства скважины и называется коэффициентом несовершенства. Коэффициент несовершенства зависит: от относительного вскрытия пласта; от числа отверстий, приходящихся на 1м колонны, размеров и формы отверстий; от глубины прострела. Дебит несовершенной скважины при одинаковых прочих условиях меньше дебита совершенной скважины, поэтому коэффициент несовершенства всегда меньше единицы.
Это радиус такой совершенной скважины, дебит которой равняется дебиту данной несовершенной скважины при тех же условиях эксплуатации. Величина r' с определяется по графику или по формуле