- •1. Эксплуатационный объект, принципы выделения эксплуатационных объектов при проектировании разработки
- •2. Система с законтурным и приконтурным заводнением.
- •3. Рядные системы заводнения.
- •4. Системы с площадным расположением скважин.
- •5. Очаговое и избирательное заводнение, скважинно-трещинные системы разработки.
- •6. Режимы разработки нефтяных месторождений.
- •7. Моделирование разработки нефтяных месторождений, основные типы моделей. Вероятностно-статистическая модель пласта. Детерминированная (адресная модель пласта).
- •8. Разработка нефтяных месторождений при упругом режиме, подсчет упругого запаса жидкости в пласте, основная формула упругого режима и ее использование в гидродинамических расчетах.
- •9. Исследование скважин при неустановившихся режимах фильтрации, метод касательной, метод Хорнера.
- •10. Исследование скважин при установившихся режимах фильтрации.
- •11. Разработка нефтяных месторождений при режимах растворенного газа
- •12. Разработка нефтяных месторождений с применением заводнения. Коэффициент извлечения нефти и составляющие его коэффициенты. Проблемы разработки нефтяных месторождений с заводнением.
- •13. Расчет показателей разработки однородного пласта на основе модели двухфазной фильтрации. Функция Бакли-Леверетта и ее использование в расчетах.
- •14. Особенности разработки газонефтяных месторождений
- •16. Эффективность вытеснения нефти растворителями
- •18. Условия эффективного применения газовых методов
- •19. Вытеснение нефти из пластов водными растворами поверхностно-активных веществ
- •20. Технология полимерного заводнения. Сшитые полимерные системы. Критерии наиболее эффективного применения метода
- •21. Технология мицелярно-полимерного заводнения нефтяных пластов. Особенности строения буферной оторочки при мицелярно-полимерном заводнении.
- •22. Проблемы применения физико-химических методов при разработке нефтяных месторождений
- •23. Технологическая и экономическая эффективность вытеснения нефти горячей водой и паром. Критерии применимости метода.
- •25. Проблемы при разработке месторождений с использованием внутрипластового горения. Будущее метода.
- •26. Теоретические основы подъема газожидкостной смеси.
- •27. Фонтанная и газлифтная эксплуатация скважин.
- •28. Эксплуатация скважин глубинно насосными установками.
- •29. Эксплуатация скважин штанговыми насосными установками.
- •30. Эксплуатация скважин центробежными электронасосами.
6. Режимы разработки нефтяных месторождений.
Природным режимом залежи называют совокупность естественных сил (видов энергии), которые обеспечивают перемещение нефти или газа в пласте к забоям добывающих скважин.
1. Водонапорный (естественный) – появляется при хорошей связи залежей законтурной области, а также за счет внедрения законтурной воды Рпл в залежи практически не изменяется. Данные условия могут проявляться в коллекторах с высокой проницаемостью и на больших по размеру залежах. Бывают естественный и искусственный водонапорный режимы. Высокоэффективен (коэффициент извлечения нефти КИН = 0,4-0,6).
Если за счёт внедрения законтурной воды пластовое давление практически не изменяется, то такой режим называется жёстким водонапорным режимом.
Если при внедрении воды в залежь Рпл в ней продолжает снижаться, но все же остается выше Рнасыщениянефти газом, то такой режим называют упруговодонапорным.
Область существования водонапорного и упруговодонапорного режимов ограничены давлением насыщения нефти газом.
2. Упругий - движение нефти к забоям нефтедобывающих происходит за счет упругости (сжимаемости) породы нефти газом. Малоэффективен (КИН = 0,1-0,2).
3. Режим растворенного газа – наступает при снижении пластового давления ниже давления насыщения. При режиме растворённого газа – газовый фактор сначала увеличивается, а затем уменьшается. Малоэффективен (добыча 0,3 - для вязких нефтей, до 0,25 - для маловязких).
4. Газонапорный режим - это режим нефтяной части газонефтяной залежи, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора газа, заключенного в газовой шапке, т.е. газ сжимается в шапке.
5. Гравитационный – изолирован от законтурной области, проявляется после того, как истощились упругие силы пласта и закончился режим растворенного газа, т.е. движение нефти происходит за счет сил тяжести самой нефти. Этот вид энергии может действовать, когда другими ее видами залежь не обладает.
7. Моделирование разработки нефтяных месторождений, основные типы моделей. Вероятностно-статистическая модель пласта. Детерминированная (адресная модель пласта).
Модель- реально или мысленно созданная структура.
Типы моделей:
1. естественная физическая модель - производят по существу натуральный или уменьшенный образец оригинала, воспроизводят и исследуют процессы, процессы происходят в реальном времени, отражает отдельные процессы, образец оригинала.
2. аналоговые - основан на аналогиях, существующих в описании некоторых фильтрующих процессов с другими физическими явлениями 9диффузия – процесс передачи тепла).
Наиболее распространённый метод - электрогидродинамические аналогии (ЭГДА), предложенные Павловским, который предполагает аналогию между законом Ома и фильтрацией флюидов в пористой среде – закон Дарси.
Метод состоит в использовании аналогии между стационарной фильтрации и расчётом эл.цепей.
3. математическое моделирование пластовделится на:
а) вероятно-статистическое моделирование:
- модель однородного пласта – в этом методе основные параметры реального пласта (абсолютная и относительная проницаемости) изменяются от точки к точке,
- модель слоистого пласта- представляет собой структуру (пласт), состоящий из слоёв с наибольшей пористостью и проницаемостью.
Для нормального закона распределения плотности выражается зависимостью:
б) детерминирование (от англ.- определяю), у нефтяников такие модели получили название - адресные. Основной принцип - разбитие модели на ячейки.
статистические методы моделирования- коэффициент извлечения нефти зависит от расчленённости пласта.