- •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.
1.Оборудование для ППД. Рост добычи н обесп-ся не только вводом в р-ку новых, но и постоянным улучшением эксплуатации разрабатываемых и вновь вводимых м/р.Для повышения НО пластов наиболее эффективен метод ППД закачкой воды. При освоении новых м/р важную роль играют законтурное и внутриконтурное заводн н-х пл.В последние годы для ППД широко исп-ся сточные и пл воды. Это позволяет наибоее экономично и надёжно решить проблему защиты водных ресурсов и окр среды. В систему подготовки и закачки воды воды в нефт пласты входят водозаборные сооруж с насосной станцией первого подъёма, водоочистные установки,насосные станции второго и третьего подъёмов, насосные станции по закачке и нагнетательные скв.
В кач-ве насосных станций для закачки воды в нефт пласты примен-ся БКНС, кот изготавливают на базе центробежных насосных агрегатов ЦНС-180 и ЦНС-500. Для оборудования устья нагн-х скв примен-ся арматура АНЛ и АНК.В кач-ве погружных центробежных насосов для ППД исп-ся ЭЦН типа УЭЦП.Шифры: ЦНС-180-950: 180-подача,950-напор.БКНС-100-РЦВ-СТД: РЦВ-с разомкнутым циклом вентиляции для неагрессивных (речных, подземных) вод (для агрессивных (морских и промысловых сточных) с замкнутым).УЭЦПК16-2000-1400ХЛ5: К-коррозионностойкое исполнение, 16-группа насоса (диаметр ОК (в мм) уменьшенный в 25 раз и округлённый),2000-подача м3/сут, 1400-напор(м), ХЛ-для холодного климата, 5-категория размещения при эксп.
2. Назначение, основные схемы и состав фонтанной арматуры.
При эксплуатации скважин фонтанным способом оборудование устья скважин должно обеспечивать: герметизацию устья скважины; разобщение затрубного пространства; направление продукции скважины в систему сбора; регулирование и контроль режима работы скважины; полное закрытие скважины под давлением; возможность спуска приборов для исследования скважины.
Фонтанная арматура включает трубную головку и фонтанную елку с запорными и регулирующими устройствами. Фонтанные арматуры изготавливают (ГОСТ 13846 — 84) по восьми схемам для различных условий эксплуатации. Их классифицируют по конструктивным и прочностным признакам:
рабочему давлению (7, 14, 21, 35, 70 и 105 МПа); схеме исполнения (восемь схем); числу спускаемых в скважину труб (один и два концентричных ряда труб); конструкции запорных устройств (задвижки и краны); размерам проходного сечения по стволу (50 — 150 мм) и боковым отводам (50 — 100 мм).
Трубная головка предназначена для подвески одного или двух рядов НКТ и герметизации пространств между ними и обсадной эксплуатационной колонной.
Фонтанная елка предназначена для направления потока в выкидную линию, а также для регулирования и контроля работы скважины. По конструкции делятся на крестовые и тройниковые.
Запорные устройства в фонтанной арматуре применяют двух типов: пробковые краны и прямоточные задвижки.
Регулирующие устройства предназначены для регулирования режима работы нефтяных и газовых скважин, осуществляемого дросселированием потока рабочей среды путем изменения площади кольцевого прохода.
Манифольд предназначен для обвязки фонтанной арматуры с выкидной линией (шлейфом), подающей продукцию на ГЗУ. Манифольды монтируют в зависимости от местных условий и технологии эксплуатации.
3.Свойства пластовых вод, встречаемых в нефтегазоносных резервуарах.
По мере эксплуатации нефтяных месторождений скважины постепенно обводняются. Содержание пластовой воды в скважинной продукции растёт и может достигать 95%. Поэтому важно знать, какое влияние оказывает пластовая вода на процесс добычи нефти и газа.
Физико-химические свойства пластовых вод
Плотность пластовых вод сильно зависит от минерализации, т.е. содержания растворённых солей. В среднем плотность пластовой воды составляет 1010-1210 кг/м3.
1. Тепловое расширение воды характеризуется коэффициентом теплового расширения:
.
Из формулы следует, что коэффициент теплового расширения воды (Е) характеризует изменение единицы объёма воды при изменении её температуры на 1°С. По экспериментальным данным в пластовых условиях он колеблется в пределах (18-90)×10-5 1/°С. С увеличением температуры коэффициент теплового расширения возрастает, с ростом пластового давления – уменьшается.
2. Коэффициент сжимаемости воды характеризует изменение единицы объёма воды при изменении давления на единицу:
.
Коэффициент сжимаемости воды изменяется в пластовых условиях в пределах 3,7×10-10 – 5,0×10-10 Па-1.
3. Объёмный коэффициент пластовой воды характеризует отношение удельного объёма воды в пластовых условиях к удельному объёму воды в стандартных условиях:
.
Увеличение пластового давления способствует уменьшению объёмного коэффициента, а рост температуры – увеличению. Объёмный коэффициент изменяется в пределах 0,99-1,06.
4. Вязкость воды в пластовых условиях зависит, в основном, от температуры и минерализации. От давления вязкость зависит слабо. Наибольшую вязкость имеют хлоркальциевые воды (в 1,5-2 раза больше чистой воды).
5. Минерализация воды – содержание растворённых солей в г/л. По степени минерализации пластовые воды делятся на четыре типа:
рассолы (Q>50 г/л);
солёные (10<Q<50 г/л);
солоноватые (1<Q<10 г/л);
пресные (Q£1 г/л).
Минерализация пластовой воды растёт с глубиной залегания пластов.
6. По типу растворённых в воде солей различают хлоркальциевые (хлоркальциево-магниевые) и щелочные (гидрокарбонатные, гидрокарбонатно-натриевые) пластовые воды. Тип пластовой воды определяется соотношением ионов растворённых солей.
7. Состав воды определяет её жёсткость. Жёсткостью называется суммарное содержание растворённых солей кальция, магния, железа.
Жёсткость подразделяется на временную (карбонатную) и постоянную (некарбонатную).
Временная жёсткость или карбонатная (Жк) обусловлена содержанием в воде гидрокарбонатов двухвалентных металлов (кальция, магния, железа).
Постоянная жёсткость или некарбонатная (Жнк) обусловлена наличием в воде сульфатов и хлоридов двухвалентных металлов (кальция, магния, железа).
Общая жёсткость воды определяется как сумма карбонатной и некарбонатной:
Жо = Жк + Жнк
Тип природной воды характеризуется в зависимости от содержания двухвалентных катионов:
очень мягкая вода – до 1,5 мг-экв./л;
мягкая вода – 1,5-3,0 мг-экв./л;
умеренно жёсткая вода – 3,0-6,0 мг-экв./л;
жёсткая вода – более 6 мг-экв./л.
Содержание водородных ионов в воде определяется параметром рН: , где Сн+ – концентрация ионов водорода. В зависимости от рН различают следующие типы воды:
нейтральная (рН=7);
щелочная (pH>7);
кислая (p<7).