- •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.
41. Создание высоких давлений нагнетаемой воды при эксплуатации нефтяных скважин
Величина давления нагнетания влияет на технико-экономическую эф-ть заводнения. В практике заводнения наблюдается тенденция к повышению давления нагнетания на устье до 16-29 МПа, а иногда до 40 МПа. Обобщение опыта завод и спец иссл показали след: при низких д закачки воды заводнением охватывается только 20-25 % нефтенасыщенной толщины пл; при оп-х д нагнетания проницаемые к-ры воды не принимают; при повышении давления нагнетания до вертик-го горного увел-ся величина интервалов пл принимающих воду. Применение высоких д нагнет обесп-т: увел-ние тек-х дебитов с и пл д; снижение обвод-ти продукции засчёт более интенсивного притока н из малопрониц-х пропластков; уменьшение влияния неоднородности к-ра засчёт отн-но большого увел-ния приёмистости малопрониц-х пропластков по сравн с высокопроницаемыми. Применение метода требует решения многих тех задач: необходимы насосы повышенной мощности; сооружение или реконструкция КНС и прокладка новых водоводов. Возможно испытание существующих КНС и водоводов, но тогда у нагн-х ск уст-ся индивидуальные дожимные установки (ПЭЦН с раб д до 30 МПа расположенные в скважинных шурфах). Необходимо также обесп-ть надёжность конструции нагн-х ск, разработать надёжные пакеры. Применение метода может явиться основой применения др-х методов: циклического заводн и т.д.
42. Методы интенсификации разработки нефтяных месторождений.
Дренирование пласта необходимо осуществлять по возможности в условиях активного режима вытеснения нефти водой или газом. В задачу регулирования и управления процессом дренирования пласта входит проведение комплекса мероприятий по интенсификации добычи нефти.
Методами интенсификации являются:
- повышение давления на линии нагнетания иногда до величин выше начального пластового;
- дополнительное разрезание залежи;
- совместно-раздельное нагнетание воды и отбора нефти;
- циклические способы заводнения;
- очаговое и площадное заводнение;
- снижение забойных давлений на линиях эксплуатационных скважин ниже давления насыщения;
- воздействие на слабопродуктивные пласты в многопластовых объектах;
- бурение дополнительных скважин;
- вовлечение в разработку и эксплуатацию водонефтяных зон;
- совместно-раздельная эксплуатация скважин на многопластовых месторождениях;
- применение методов, улучшающих вытесняющие свойства воды (добавки ПАВ, углекислоты, загустителей);
- термическое воздействие, закачка различных рациональных теплоносителей;
- закачка обогащенных углеводородных газов под высоким давлением и др.
Применение методов интенсификации добычи нефти базируется на высокопроизводительной технике эксплуатации: центробежные электронасосы, штанговые насосы, станки-качалки нового типа, насосы для закачки воды в пласт, нормальный ряд оборудования для совместно-раздельной эксплуатации и др.
43.Особенности разработки месторождений с небольшими и трудноизвлекаемыми запасами в условиях Западной Сибири.
В соответствии с существующей классификацией к трудноизвлекаемым относятся запасы обводненных объектов, зон пластов, высоковязких нефтей, низкопроницаемых коллекторов, аномально сложенных залежей нефти. Применение обычных технологий заводнения не может обеспечить достаточно высокой эффективности выработки таких запасов нефти. В целом можно выделить следующие факторы, определяющие темпы и эффективность освоения трудноизвлекаемых запасов:
наличие технологий;
условия для создания новых и принципиально новых технологий;
своевременность создания и применения новых технологий;
цена на нефть;
стимулирующая система налоговых льгот.
Таким образом, основные этапы разработки:
Качественное первичное и вторичное вскрытие продуктивных пластов для сохранения коллекторских свойств в процессе бурения и освоения скважин.
Массовое применение ГРП, при близком расположении ВНК – ГМЩП, глубокопроникающая перфорация.
Разработка на высоких регрессиях и депрессиях для вовлечения в разработку всех нефтенасыщенных пропластков с различной проницаемостью.
Своевременная организация системы ППД, контроль за качеством нагнетаемой воды, давление на устьях нагнетательных скважин не ниже 180 атм
Поэтапное разбуривание, создание самостоятельных систем заводнения на различных участках месторождения в зависимости от геологического строения. Бурение уплотняющих скважин, зарезки боковых горизонтальных стволов (БГС).
Мероприятия по восстановлению продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин (СКО, ГКО, КОПЗ, ПГД), перестрелы, дострелы.
7. Применение физико-химических МУН на более поздних стадиях разработки месторождений – потокоотклоняющие
технологии, и т.д.