- •Функции системы сбора и подготовки скважинной продукции
- •Причины обводнения нефтедобывающих скважин
- •Основные элементы системы сбора скважинной продукции нефтяных месторождений
- •Назначение систем поддержания пластового давления
- •Способы регулирования подачи ушсн
- •Коэффициенты обводненности и водонасыщенности. Методы их определения
- •Влияние анизотропии коллектора на образование конусов подошвенной воды
- •Причины снижения загрузки погружного электродвигателя уэцн
- •Область применения нефтедобывающих скважин с горизонтальными окончаниями
- •Метод подбора уэцн для нефтяных скважин
- •Основные законы фильтрации жидкости в пористой среде
- •Технология глушения скважин
- •Особенности разработки трещиновато-поровых коллекторов
- •Технологии предупреждения и удаления аспо в скважинах, оборудованных ушсн
- •Виды и назначение площадных систем заводнения
- •Область применения винтовых установок уэвн и ушвн
- •Виды и назначение рядных систем заводнения
- •Технологии предупреждения и удаления аспо в скважинах, оборудованных уэцн
- •Основные виды внутриконтурного заводнения
- •1. Показатели использования фонда скважин
- •2.Источники пластовой энергии
- •Виды несовершенства скважин и его учет
- •Эксплуатация залежи в режиме растворенного газа
- •Технология исследования нагнетательных скважин а) Технология исследований нагнетательных скважин без изменения режима закачки на проволоке автономной аппаратурой
- •Б) Технология исследований нагнетательных и добывающих скважин при проведении подземного и капитального ремонта скважин комплексной геофизической аппаратурой на одно- или трёхжильном кабеле.
- •Разработка нефтегазовых залежей с газовой шапкой
- •Методы снижения пусковых давлений газлифтных скважин
- •Виды неоднородности коллекторов
- •Параметры, контролируемые при выводе скважин на режим:
- •Зоны, разделы фаз в нефтегазовых залежах с краевыми водами:
- •Особенности насосной добычи нефтей с большим газосодержанием.
- •Методы определения кин
- •1)Покоэффициентный метод
- •2)Метод аналогии (корреляционный)
- •3)Статистический метод
- •Состав и классификация аспо в системе сбора скважинной продукции
- •Критерии выбора объектов для проведения грп
- •Основные факторы образования аспо в системе сбора скважинной продукции
- •Технологии регулирования разработки нефтяных месторождений
- •Виды и технологии гидродинамических исследований скважин с уэцн
- •Технология и назначение форсированных отборов нефти
- •Виды коррозии в системе сбора скважинной продукции
- •Назначение и область применения потокоотклоняющих технологий
- •Недостатки газлифтной эксплуатации
- •Особенности разработки нефтяных месторождений с недонасыщенными коллекторами
- •Достоинства газлифтной эксплуатации
- •Технология и область применения барьерного заводнения
- •Особенности геологического строения разработки нефтегазовых залежей
- •Назначение и технологии проведения кислотных обработок добывающих скважин
- •Классификация месторождений по величине извлекаемых запасов
- •Назначение и технология проведения гидродинамических исследований
- •Технологии разработки многопластовых месторождений
- •Технологии управления продуктивностью скважин
- •Методы определения типа залежи по составу углеводородов и их относительной плотности
- •Методы обоснования способов эксплуатации скважин
- •Технологии интенсификации разработки нефтяных месторождений
- •1. Технологии освоения нагнетательных скважин.
- •2. Технологии регулирования разработки нефтяных месторождений.
- •Технологии вторичного вскрытия пластов
- •Категории запасов нефти
- •Методы интерпретации квд и определяемые по ним параметры
- •Характеристика и методы определения стадий разработки нефтяных месторождений
- •Теплофизические методы воздействия на пзп
- •Последовательность разработки и назначение проектных документов на разработку нефтяных месторождений
- •Назначение, технология проведения и интерпретация результатов гидропрослушивания
- •Назначение и технология проведения трассерных исследований нефтяных месторождений
- •Классификация эмульсий в зависимости от плотности сред и содержания парафинов, смол и асфальтенов.
- •Методы подсчета запасов нефти и растворенного газа.
- •1. Объемный метод подсчета начальных балансовых запасов нефти и свободного газа.
- •2.Подсчет запасов свободного газа методом падения давления
- •3. Методы подсчета начальных балансовых запасов нефти и свободного газа, основанные на принципе материального баланса.
- •4.Подсчет запасов растворенного газа
- •Причины разрушения прискважинной зоны пласта при добыче нефти
- •Особенности разработки нефтяных месторождений на завершающей стадии
- •Факторы, влияющие на образование эмульсий
- •Технологии совместной разработки многопластовых залежей
- •Предотвращение образования стойких эмульсий
- •Особенности разработки низкопроницаемых и неоднородных коллекторов
- •Технологии предупреждения образования солеотложений при эксплуатации скважин
- •Задачи геофизических методов контроля за разработкой нефтяных месторождений
- •Этапы проведения грп
- •Технологии разработки месторождений при анпд и авпд
- •Классификация плунжерных глубинных насосов
- •1. По конструкции
- •2.Основные теории фильтрации жидкости в пористой среде
- •Билет № 46
- •Назначение и технология проведения термометрических исследований скважин
- •Категории скважин
- •Периодическая эксплуатация уэцн
- •Методы определения исходных параметров залежи для гидродинамических расчетов
- •Ликвидация скважин
- •Методы построения гидродинамических моделей нефтяных месторождений
- •Технологии определения профиля притока и профиля приемистости.
- •Прогнозирование показателей разработки по фактическим данным с помощью характеристик вытеснения.
- •9. Погружной электродвигатель
- •Постоянно действующие геолого-гидродинамические модели
- •Причины и технологии консервации скважин
- •Правовые условия разработки нефтяных месторождений
- •Классификация методов интенсификации притока.
- •Основные типы нефтегазовых залежей
- •Осложнения, возникающие при работе скважин, оборудованных шсну.
- •Функция Бакли-Леверетта. Расчет непоршневого вытеснения нефти водой.
- •Причины снижения производительности уэцн
- •Типы моделей пластов (объектов разработки)
- •Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин
- •Закачка в пласты водных растворов пав, полимеров, щелочей, кислот, мицеллярных растворов
- •Термические методы увеличения нефтеотдачи
- •Регулирование работы фонтанных скважин.
- •Методы подсчета запасов нефтяного месторождения.
- •Способы эксплуатации скважин на завершающей стадии разработки месторождений
- •Методы утилизации попутного нефтяного газа
- •Движение газожидкостных смесей в вертикальных трубах
- •Особенности разработки нефтяных оторочек
Причины снижения производительности уэцн
При повышении депрессии в период вывода скважин на режим, пуска после остановок, при эксплуатации вследствие изменившихся условий объем мехпримесей в добываемой продукции, выносимых как из пласта в скважину, так и с забоя увеличивается. При этом происходит абразивный износ трущихся поверхностей насоса. Часть мехпримесей осаждается на рабочих органах погружных насосов, вследствие чего нарушается нормальный режим откачки, увеличивается коэффициент трения, насосы начинают работать с повышенной вибрацией, снижается дебит, ухудшается охлаждение электродвигателя, в результате нарушаются термобарические условия в интервале установки насоса. В лучшем случае оплавление удлинителя (R=0) из-за недостаточного охлаждения, в худшем — аварийное расчленение насосной установки («полет») ЭЦН из-за вибрации.
Значительно содержание мехпримесей явилось и причиной снижения производительности скважин, а также «заклинивания» элементов насосной группы. В целом распределение «осложненного» флюида ЭЦН по объединению имеет вид. Еще раз подтверждено, что большая часть причин, приводящих к осложнениям (выходу из рабочего состояния) погружных электроцентробежных насосов является наличие механических примесей.
Причины снижения производительности УЭЦН
-агрессивная среда;
-выработка ресурса;
-мехпримеси;
-неправильный подбор оборудования;
-твердые отложения;
-невыполнение требований техрегламента;
-снижение притока с площади;
-некачественная подготовка скв.
Типы моделей пластов (объектов разработки)
Пусть система I – месторождение.
Система II – модель месторождения
Если сходность в системах I и II установлена на основе опыта и эти условия повторяются, когда будут выполняться определенные контрольные условия, то течение процессов в системе I можно изучать путем наблюдения сходных процессов в системе II. Т.е. система II – модель системы I.
При этом вариации:
1.Если сист I и II имеют одну физич природу, то моделирование физическое.
2. Если I и II имеют неодинаковую физическую природу, но сходное математическое описание, то говорят, что явления аналогичны. Модели аналоговые.
3. Если может быть только 1 реальная физическая система, 2 – мыслительная система (в качестве 2ой м.б. математическая модель, которая описывается в виде входных уравнений и условий). Принципиально этот процесс можно назвать имитацией, но в этой имитации м.б. применены модели другой природы.
Создать модель, учитывающую все детали технико-экономич плана нельзя, отсюда требуется создание такой модели, чтобы она была:
- непротиворечивая; - реализуемая; -экономичная.
Модель должна быть функциональной и идентичной.
Модель разработки состоит из модели пласта и модели процесса разработки. Модель пласта -это система количественных представлений о его геолого-физических свойствах, используемая в расчетах разработки нефтяного м/я. Модель процесса разработки -это система количественных представлений о процессе извлечения нефти из недр, н-р моделью пласта может быть слоисто-неоднородный пласт, но в расчетной схеме пласт при одной и той же модели может быть представлен как пласт круговой формы, прямолинейной и т.д.
Одна из основных особенностей нефтегазосодержащих пород – различие коллекторских свойств (пористости, проницаемости) на отдельных участках пластов. Эту пространственную изменчивость свойств пород-коллекторов нефти и газа называют литологической неоднородностью пластов.
Вторая основная особенность нефтегазоносных коллекторов – наличие в них трещин, т.е. трещиноватость пластов.
Модели пластов с известной степенью условности подразделяют на детермированные и вероятно-статистические.
Детермированные модели –это такие модели, в которых стремятся воспроизвести как можно точнее фактическое строение и свойства пластов. При расчете данных процессов разработки с использованием детерминированной модели всю площадь пласта или его объем разбивают на определенное число ячеек в зависимости от заданной точности расчета, сложности процесса разработки и мощности ЭВМ. Каждой ячейке задают те свойства, которые присущи пласту в области, а затем производят расчет на ЭВМ.
Вероятностно-статистические модели не отражают детальные особенности строения и свойства пластов. При их использовании ставят в соответствии реальному пласту некоторый гипотетический пласт, имеющие такие же вероятностно-статистические характеристики что и реальный. К числу наиболее известных и чаще всего используемых в теории и практике РНМ вероятностно-статистических моделей относятся следующие.
1.Модель однородного пласта. В этой модели основные параметры реального пласта (пористость, проницаемость), изменяющегося от точки к точке осредняют. Часто принимают гипотезу и о его изотропности (равенстве проницаемостей в любом направлении). Иногда считают пласт анизотропным. Модель однородного в вероятностно статистическом смысле пласта используют для пластов с действительной небольшой неоднородностью.
2. Модель слоистого пласта. Эта модель представляет собой структуру (пласт), состоящую из набора слоев с пористостью mi и проницаемость ki. При этом считают, что из всей толщины пласта hслои с пористостью в пределах ∆mi и прницаемостью в пределах ∆ki составляют часть ∆hi. Если каким либо образом измерять проницаемость отдельных прослоев пласта в различных скважинах , то окажется что из суммарной толщины всех измеренных пропластков h часть их ∆h1 обладает проницаемостью в пределах ∆k1, и т.д. можно для реального пласта построить зависимость
∆hi/h=f(ki) ∆ki (1)
И на ее основе создать модель слоистого пласта, которая будет представлять собой структуру, состоящую из набора прослоев различной проницаемости и характерезующейся той же функцией (1), что и реальный пласт.
3. Модель трещиноватого пласта. Если нефть в пласте залегает в трещинах, разделяющих непористые и непроницаемые блоки породы, то модель такого пласта может быть представлены в виде набора непроницаемых кубов, грани которого разделены l* разделенных щелями шириной b*
4 модель трещиновато-пористого пласта. В реальном пласте, которому соответствует эта модель, содержатся промышленные запасы нефти как в трещинах, так и в блоках, пористых и проницаемых. Эта модель также может быть представлена в виде набора непроницаемых кубов, грани которого разделены l* разделенных трещинами со средней шириной b*. Фильтрация жидкостей и газов, насыщающих трещиновато-пористый пласт, происходит как по трещинам, так и по блокам. При этом в следствии значительной проницаемости трещин по сравнению с проницаемостью блоков любые изменения давления распространяются по трещинам быстрее, чем по блокам, в результате чего для РНМ трещиновато-пористых пластов характерны перетоки жидкостей и газов из блоков в трещины и наоборот.
Все пречисленные модели отнесены к вероятностно-статическому классу. Если же реальный пласт действительно весьма однородный, соответствующую модель однородного пласта можно считать детерминированной. Однако, в природе совершенно однородные пласты встречаются крайне редко.
Билет №56