1. Величина пластового давления:

• с нормальным пластовым давлением (давление равно гидростатическому, вычисленному при плотности воды рв= 1000 кг/м3);

• с пониженным пластовым давлением (давление ниже гидростатического) или с аномально низким пластовым давлением (АНПД);

• с повышенным пластовым давлением (давление выше гидростатического) или с аномально высоким пластовым давлением

(АВПД).

При выборе метода вызова притока скважин, вскрывших залежи с АНПД или АВПД, указанный критерий следует рассматривать как определяющий.

2. Коэффициент

• крепкие, хорошосцементированные породы.

4. Фильтрационные характеристики призабойной зоны (коэффициенты подвижности и гидропроводности).

5. Имеющиеся в распоряжении технические средства снижения забойного давления.

Так, например, фонтанирование скважин происходит только в том случае, если пе­репад давления между пластовым и забойным будет достаточ­ным для преодоления противодавления столба жидкости и по­терь давления на трение (т.е. под действием гидростатического давления жидкости или/и энергии расширяющегося газа). Газлифтный метод используют при эксплуатации высокодебитных скважин с высоким газосодержанием. Винтовые насосы применяются для добычи высоковязких нефтей с высоким содержанием мехпримесей и свободного газа, и в скважинах со стволом, значительно отклоненным от вертикали. Струйные насосы также применяются при эксплуатации скважин с ослож­ненными условиями, и т.д. и т.п. Однако наиболее распространенными и универсальными в применении остаются способы эксплуатации скважин с использованием УШСН и УЭЦН.

Учет вышеприведенных основных критериев при выборе метода эксплуатации скважин позволит получить наилучший технико-экономический эффект.

2.Методы определения эффективности работы сепаратора.

Работа сепаратора любого типа, устанавливаемого на нефтяном месторождении, характеризуется 3 основными показателями:

1.Степенью разгазир-я нефти или ее усадкой

2. Степенью очистки газа, поступающего в газопровод, от капелек нефти

3. Степенью очистки нефти, поступающей в нефтепровод от пузырьков газа

Степень счет разгазирования нефти в сепараторе хар-ся след показателями:

, где - массовые расходы нефти до разгазирования и после.

,где -массовые расходы газа до и после разгазирования.

К показателям эффективности работы сепаратора по степени очистки относится 1)удельный унос капельной жидкости потоком газа и 2)удельный унос свободного газа потоком нефти.

; , где - объемные расходы жидкости(см³/1000 м³газа) . и пузырьков газа уносимые из сепаратора (л/1 м³жидкости).

- объемные расходы нефти и газа выходящие из сепаратора

Рекомендуемый л/м³ жидкости

- недолжен превышать 50 см³/1000м³ газа

3.Технологии интенсификации разработки нефтяных месторождений.

Методы интенсификации позволяют ускорить отбор извлекаемых запасов нефти и быстрее достичь утвержденный КИН.

Первое направление в интенсификации добычи нефти, направлено на уже имеющийся фонд скважин- обработка призабойных зон скважин, с целью увеличения продуктивности добывающих и приемистости нагн.скв. Как правило при эксплуатации нефтяного месторождения дебит нефтяных скважин и приемистость нагнетательных со временем падают, что связано с ухудшением характеристик призабойной зоны пласта. Для облегчения притока нефти к забоям скважин и поглощения нагнетательными закачиваемой воды. По характеру воздействия на призабойную зону скважин они делятся на следующие группы:

* химические ( соляно-, глино-,пенно-,термо- кислотные обработки, кислотные ванны и.т.д.

* механические (ГРП, торпедирование и гидропескоструйная перфорация

*тепловые(горячие закачки, обработка паром, применение глубинных нагревательных приборов- огневых и электрических) * физические (вибрационное и акустическое воздействие)

* физико-химические ( обработка ПАВ, растворителями)

ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ № 30

1. Технологии освоения нагнетательных скважин.

Под освоением нагнетательной скважины подразумевается комплекс мероприятий нацеленных на очистку забоя скважины и ПЗП и получение коэффициента приемистости, соответствующего естественной проницаемости пласта.

Процесс освоения под нагнетание для скважин, пробуренных в НЗ и ВЗ различен. Скважины, пробуренные в НЗ, сначала интенсивно отрабатываются на нефть 1-2 года и только после этого переводятся под нагнетание. При этом проводится интенсивная промывка скважины горячей водой или нефтью для удаления АСПО. Перевод скважин в нагнетательном ряду осуществляется через одну. Пропущенные скважины осваиваются под нагнетание после их обводнения.

Освоение скважин в ВЗ начинается только после тщательной промывки до достижения КВЧ(коагулированных взвешенных частиц) в выходящем потоке 3-5 мг/л. По трудности освоения можно выделить 3 группы скважин. В зависимости от этого различаются и методы освоения.

1. Пробуренные в монолитных высокопроницаемых песчаниках. В таких скважинах нагнетание осуществляется непосредственно после промывки без дополнительных мероприятий. Скважины характеризуются устойчиво высокими коэффициентами приемистости.

2. … в слоистом пласте пониженной проницаемости. Осуществляется интенсивный дренаж скважины различными методами (поршневание, ЭЦН, компрессорным способом и т.д.) до стабилизации КВЧ. Возможно проведение СКО//ГРП, при нагнетании – использование повышенных давлений закачки для поддержания трещин в раскрытом состоянии. Такие скважины характеризуются невысокими и нестабильными коэффициентами приемистости.

3. … тонкое чередование прослоев коллектора и неколлектора. Освоение требует применения самых эффективных методов воздействия на ПЗП, как, например, поинтервального гидроразрыва пласта, кислотных обработок и очень больших давлений нагнетания, соизмеримых с горным. Приемистость скважин III группы может быстро затухать в течение 2 - 3 месяцев. Необходим жесткий контроль качества нагнетаемой воды.