- •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.
17. Теория Баклея-Леверетта. Связь насыщенности пористой среды с обводненностью продукции и прогноз обводненности скважин.
Модель непоршневого вытеснения (рис.). По схеме Баклея - Леверетта предполагается в пласте движущийся фронт вытеснения. Перед фронтом вытеснения движется только нефть, позади него — одновременно нефть и вода со скоростями, пропорциональными соответствующим фазовым проницаемостям. Причем по мере продвижения фронта вытеснения скорости изменяются не только в зависимости от насыщенности в пласте, но и во времени. В момент подхода фронта к скважине происходит мгновенное обводнение до некоторого значения, соответствующего скачку нефтенасыщенности на фронте Sф , а затем обводненность медленно нарастает.
Теория непоршневого вытеснения нефти основана на зависимости проницаемости породы для движущихся фаз от насыщенности порового пространства той или иной фазой. Баклей — Леверетт ввели понятие
Которое является аналогом обводненности продукции скважин
Если υ (t) = υ в + υ н, то скорость фильтрации воды υ в = f(s) υ (t).Подставив последнюю формулу в уравнение неразрывности потока воды в пласте, которое можно записать как
получим дифференциальное уравнение изменения водонасыщенности в поровом объеме пласта в виде:
- количество внедрившейся в пласт воды или общее количество отобранной нефти и воды.
18. Кавитация в насосах и способы ее предупреждения.
Кавитацией называется нарушение сплошности потока жидкости, в результате чего образуются полости, заполненные парами жидкости или газом. Возникновение таких полостей обусловлено местным падением давления, увеличением скорости жидкости, наличием несмачиваемых трещин на поверхности рабочих колес, инородных твердых и газообразных частиц. Пузырьки пара увлекаются потоком жидкости в область повышенного давления, где конденсируются. При этом частицы жидкости, окружающей пузырек пара, движутся ускоренно к его центру и сталкиваются при полной конденсации пара. В этот момент происходит резкое местное повышение давления, что приводит к разрушению стенок каналов насоса, лопастей рабочего колеса. Кавитация вызывает уменьшение подачи, напора, мощности и к.п.д. насоса.
Длительная работа насоса в кавитационном режиме приводит к расширению зоны кавитационных явлений, в результате работа насоса может быть полностью нарушена.
Для уменьшения влияния кавитации увеличивается входной диаметр рабочего колеса и ширина канала на входе в него, со стороны высокого давления лопасти рабочего колеса скругляются, у входа в первое колесо насоса устанавливается предвключенная ступень (осевое колесо большего диаметра), в конструкции насоса применяются материалы с большей твердостью, шум и вибрация устраняются впуском небольшого объема воздуха во входной патрубок насоса.
19.Основные приемы в трансформировании систем заводняемых нефтяных м\р.
Поддержание пластового давления при закачке воды в пласт осуществляется при законтурном, приконтурном и внутриконтурном заводнении. При сравнительно однородном пласте законтурное заводнение способствует получению наибольших коэффициентов нефтеотдачи, но применение его неприемлемо для крупных по площади месторождений, так как приводит к недопустимо большим срокам их разработки. Крупные месторождения разрабатываются при комбинации законтурного и внутриконтурного заводнения.
Приконтурное заводнение применяется вместо законтурного при плохой гидродинамической связи водонасыщенной и нефтеносной частей пласта. Одновременное осуществление законтурного и приконтурного заводнения имеет место при большой площади водоплавающей части месторождения.
Внутриконтурное заводнение осуществляется рядными или площадными системами. При рядных системах заводнения между двумя рядами нагнетательных скважин располагают от пяти до одного эксплуатационных рядов, чаще всего число эксплуатационных рядов нечетное. Вид площадной системы зависит от сетки равномерного разбуривания месторождения. При квадратной сетке элементом ее является квадрат, система заводнения может быть пятиточечная, девятиточечная. При треугольной сетке разбуривания, элементом которой является равносторонний треугольник, система заводнения может быть семиточечной и четырехточечной.
Площадные системы заводнения более интенсивные и в реальных условиях разработки неоднородных прерывистых коллекторов, как правило, имеют большие значения коэффициента нефтеотдачи. Некоторое уменьшение коэффициента охвата залежи по площади при площадных системах по сравнению с многорядными компенсируется с избытком увеличением охвата по разрезу пласта.
1. Системы разработки нефтегазовых залежей с законтурным заводнением применяют на эксплуатационных объектах, для которых характерны следующие геолого-промысловые особенности:
а) небольшой объем нефтяной залежи; б) низкие коллекторские и фильтрационные свойства пласта; в) повышенная вязкость нефти; г) малоактивная водоносная система залежи; д) наличие гидродинамической связи между продуктивной и законтурной частями пласта; е) недостаточный запас пластовой энергии в залежи.
2. Системы разработки нефтегазовых залежей с внутриконтурным заводнением применяют на эксплуатационных объектах, для которых характерны следующие геолого-промысловые особенности:
а) большой объем нефтяных залежей; б) низкие коллекторские свойства коллекторов; в) повышенная вязкость нефти; г) малоактивная водоносная система залежи; б) недостаточный запас пластовой энергии в залежи.
3. Системы разработки нефтегазовых залежей с приконтурном заводнением рекомендуются для эксплуатационных объектов, для которых характерны следующие геолого-промысловые факторы а) малоактивная водоносная система залежи; б) наличие плотных непроницаемых пропластков в интервале газонефтяного контакта в) небольшие углы падения пород; г) низкая проницаемость.
Важнейший показатель любой системы разработки — плотность сетки добывающих скважин, т. е. размер площади нефтяной залежи, приходящейся на одну скважину. Часто пользуются таким показателем, как плотность сетки скважин в зоне разбуривания. Она определяется как отношение площади зоны отбора нефти к числу пробуренных в ее пределах добывающих скважин.
На основании опыта разработки нефтяных залежей установлено, что для обеспечения при вытеснении нефти водой достаточно высокого нефтеизвлечения на объектах с менее благоприятной геолого-промысловой характеристикой необходимо применять более плотные сетки основного фонда скважин, а впоследствии добуривать большее число скважин. Таким образом, с целью интенсификации и регулирования разработки месторождений внедряются схемы очагового и избирательного заводнения, где нагнетательные скважины располагаются не в соответствии с принятой упорядоченной системой разработки, а на отдельных участках пластов.