![](/user_photo/2706_HbeT2.jpg)
- •1.Может ли обводняться продукция до начала работы системы ппд?
- •2. Зачем нужна система ппд?
- •4. Текущая и накопленная добыча нефти?
- •5. Определение коэффициента обводненности в промысловых условиях.
- •6. Формула Дюпюи, область применения.
- •7. Причины образования конусов подошвенной воды и влияние на них анизотропии?
- •8. . Площадные системы заводнения.
- •9. Рядные системы заводнения.
- •10. Основные виды внутриконтурного заводнения.
- •14. Газонапорный режим.
- •15. Сущность упруговодонапорного режима.
- •16. Что такое гнк и внк?
- •18. Перечислить факторы, влияющие на полноту извлечения нефти на объектах разработки (конечный кин).
- •19. Технологии регулирования разработки нефтяных месторождений
- •20. Технология форсированных отборов из нефтяных пластов.
- •21. Сущность потокоотклоняющих технологий (применение вус, гос и ос).
- •22. Методика определения технологической эффективности каких – либо гтм на месторождениях нефти.
- •23. Особенности разработки нефтяных месторождений с недонасыщенными коллекторами.
- •24. Сущность барьерного заводнения.
- •25. Особенности строения нефтегазовых залежей (месторождений).
- •26. Значения кин для нефтяных и нефтегазовых месторождений (объектов разработки).
- •27. Как обосновываются коэффициенты вытеснения, коэффициенты охвата воздействием и коэффициенты заводнения?
- •28. Дать представление об обосновании коэффициентов нефтеотдачи (кин) на стадии составления технологических схем на разработку нефтегазовых месторождений.
- •29. Технологии интенсификации разработки нефтяных месторождений.
- •30. Методы регулирования разработки нефтяных месторождений.
- •31. Методика разукрупнения эксплуатационных объектов нефтяных месторождений.
- •32. Гидродинамическая сущность и технология внедрения циклического заводнения нефтяных месторождений.
- •33. Классификация методов увеличения нефтеотдачи.
- •34. Порядок выполнения авторского надзора за разработкой нефтегазовых месторождений.
- •35. Назначение индикаторных(трассерных)исследований нефтяных месторождений
- •36. Задачи, решаемые в анализе разработки нефтяных месторождений.
- •37. Задачи, стоящие перед технологическими схемами на разработку нефтегазовых месторождений.
- •38. Технологии совместной разработки многопластовых залежей
- •39. Перечислить задачи, решаемые при геолого–промысловом изучении залежей нефти.
- •40. Задачи гидродинамических методов контроля за разработкой нефтяных месторождений
- •41. Задачи геофизических методов контроля за разработкой нефтяных месторождений
- •42. Задачи промысловых методов контроля за разработкой нефтяных месторождений
- •43. Методы контроля за разработкой нефтяных и нефтегазовых месторождений
- •44. Особенности разработки месторождений высоковязких нефтей.
- •45. Основные решения упругого режима, которые используются в расчетах при составлении проекта пробной эксплуатации
- •46. Задачи проекта пробной эксплуатации.
- •47. Технологии выработки остаточных запасов нефти.
- •48. Основные документы на разработку нефтяных месторождений (мелких и крупных).
- •50. Прогнозирование показателей разработки по фактическим данным с помощью характеристик вытеснения.
- •51. Методики гидродинамических расчетов при прогнозировании показателей разработки нефтяного месторождения.
- •52. Основные технико-технологические ограничения, накладываемые на гидродинамические модели пластов при проектировании разработки нефтяных месторождений.
- •53. Расчеты процесса вытеснения нефти водой в системе скважин по схеме поршневого вытеснения.
- •54. Функция Бакли-Леверетта. Расчет непоршневого вытеснения нефти водой.
- •55. Типы моделей пластов (объектов разработки).
- •56. Принципы выделения эксплуатационных объектов при проектировании систем разработки.
- •57. Геолого-промысловое изучение залежей нефтей в многопластовом месторождении.
- •58. Последовательность работ в проектировании рациональной системы разработки нефтяного месторождения.
- •59. Основные критерии объединения залежей в один объект разработки.
- •60. Системы разработки нефтяных месторождений (понятие о системе разработки и классификация систем разработки).
27. Как обосновываются коэффициенты вытеснения, коэффициенты охвата воздействием и коэффициенты заводнения?
Как уже отмечалось, в России нефтяные месторождения разрабатывают в основном с искусственным воздействием на пласт. При нагнетании в пласт воды (или другого рабочего агента) вытеснение нефти к забоям добывающих скважин и дренирование залежи в целом происходит практически только за счет энергии закачки. В этих условиях особо важное значение приобретает оценка степени охвата продуктивного объема процессом вытеснения нефти. Охваченной процессом вытеснения считают ту часть эксплуатационного объекта, где в результате поступления в пласты нагнетаемой воды не происходит снижения пластового давления, благодаря чему скважины эксплуатируются с устойчивыми дебитами, соответствующими продуктивной характеристике перфорированных пластов.
Коэффициент
вытеснения
-это
отношение кол-ва нефти вытесненной из
пласта при длительной интенсивной
промывке к начальному кол-ву нефти в
этом же объеме пласта , зависит от св-в
вытесняющего агента и характеризует
долю подвижных запасов в пласте.
Квыт=Vвыт/ Vнач.о.
Квыт опред-ся физическим моделир-ем на кернах.(Квыт=(Кнн-Кон)/Кнн, где Кнн -к-нт нач.нефтенасыщ-ти, Кон-к-нт остат.нефтенасыщ-ти.
Коэффициент вытеснения, в процессе разработки с применением заводнения, зависит от:
Минералогического состава и микроструктуры гор.пород.
Отношения вязкости нефти к вязкости воды.
Структурно-механических свойств нефти, их зависимостей от температуры пластов
Смачиваемости пород и характера проявления капиллярных сил
Скорости вытеснения нефти водой
Квыт для семоманской воды 0,6-0,72, для пресной воды 0,5-0,65
Коэффициент
охвата
-это
отношение объема дренируемых запасов
нефти к подвижным. характеризующий
долю дренируемых запасов из подвижных
Явл-ся более трудно обосновываемым .
Кохв обычно закладывается по результатам
гидродинамического моделирования.
Он может быть уточнен по результатам комплексных исследований промыслово-геофизическими методами.
На Кохв оказывает влияние расстояние между сетками скважин, т.е плотность сеток СКВ.
Кохв зависит от:
Физических свойств и геологической неоднородности разрабатывемого пласта в целом
Параметров системы разработки месторождения
Использования наклонно направленных скважин, скважин с разветвленными стволами, а также от применения ГРП
Давления на забоях скважин, применения методов воздействия на ПЗП и совершенства вскрытия пластов
Применения способов и технических средств эксплуатации скважин
Применения методов управления процессом разработки месторождения путем частичного изменения системы разработки или без изменения системы разработки
Коэффициент
заводнения
-это
отношение накопленной добычи нефти к
дренируемым запасам. Характеризует ту
часть дренируемых запасов, которую
возможно добыть. Коэффициент заводнения,
в соответствии с его определением будет
непрерывно возрастать, поскольку по
мере закачки в пласт воды объем заводненной
области непрерывно увеличивается.
КИНкон=Квыт*Кохв*Кзав