![](/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).
31. Методика разукрупнения эксплуатационных объектов нефтяных месторождений.
Разукрупнение ЭО преследует основную цель - подключить в разработку менее проницаемые интервалы, которые в общем фильтре скважин, как правило, обладая нефтенасыщенной толщиной, не обеспечивают притока (не отдают нефть при всех технологически допустимых забойных депрессиях).
В начале разработки проходит процедура, когда в разрезе какого либо мощного нефтяного горизонта или в разрезе многопластового месторождения наблюдается тенденция в подключении большего числа пластов в одну сетку скважин. Но последующий опыт показывает, что однородных пластов не существует, поэтому включенные в единую сетку 2 или 3 пласта с разной проницаемостью, как правило, вырабатываются неодинаково. По высокопроницаемым пластам происходит опережающее обводнение, и если эксплуатацию вести дальше, то будет добывается огромное кол-во балластной воды за счет высокопроницаемого интервала.
Разукрупнение ЭО - это грамотный, обоснованный подход, ускоряющий процесс освоения месторождения.
Каждый разукр-ый объект разрабатывается своей сеткой скв.,т.е разукрупнение всегда ведет к уплотнению сеток скв. Разработка каждого пласта своей сеткой скважин обнаруживает:
1) увеличение коэф-та охвата
2) Ускорение процесса нефтеизвлечения
3) увеличение КНО
Пример: Усть-Балык, Самотлор
Наиболее ярким является пример из истории разработки самого крупного месторождения З.Сибири - Самотлорского: в процессе освоения месторождения было сначала (по техсхеме на разработку первоочередного участка - юго-западного) выделены два ЭО - нефтяные пласты БВ10 и БВ8 — нижний ЭО, нефтегазовые залежи пластов AB1 + АВ2-3 + АВ4-5 - верхний ЭО. В проекте на разработку уже выделено 10 ЭО со своими сетками скважин, причем с уплотнением их от 56 га/скв. до 16 га/скв. Например, горизонт БВ8 был разделен на 3 объекта: БВ8°, БВ81-2 и БВ83
32. Гидродинамическая сущность и технология внедрения циклического заводнения нефтяных месторождений.
Смысл технологии циклического заводнения-увеличение упругого запаса пласт.системы(упругий запас—кол-во жидкости, которое которое можно добыть из пласта определенного размера при заданном перепаде давлений между нач. и текущим) за счет переодического повышения и снижения давления нагн.воды.
В соответствии с теорией упругого режима перераспределение пластового давления происходит быстрее в высокопроницаемых пропластках и трещинах. В полуцикл повышения давления нагнетания вода из высокопроницаемых зон внедряется в низкопроницаемые области пласта. В полуцикл цикле снижения давления вода удерживается каппилярными силами в низкопроницаемых породах, а нефть из малопроницаемых пропластков перетекает в высокопроницаемые пропласткии трещины, поскольку в них происходит быстрее как повышение так и снижение давления. Перетоки нефти из низкопроницаемых пород в высокопроницаемые области пласта при циклическом воздействии способствует общему увеличению нефтеотдачи.
Впервые ЦЗ В ЗС было внедрено на Трехозерном мест-и в 1969-1970гг., прирост КИН составил 5-10% от базового
Технология ЦЗ :ЦЗ возможно осуществить как при рядных, так и при площадных СР.В рядных системах переключение СКВ производится через 1, при обширных блоках через 3-4.,Врезультате при отключении и последующем вклбчеии происходит изменение направл-я фильтрац.потоков,что всегда приводит к увеличению охвата пласта воздействием..По прогнозным показателям эта технология дает прирост КИН в 3-15%.