- •91. Технологии и техника первичного вскрытия пластов. Оценка влияния технологий вскрытия пласта на состояние пзп.
- •105. Динамометрирование работы шсну.
- •92. Способы перфорации скважин с сохранением коллекторских свойств пород пзп. Оценка состояния пзп по промысловым данным.
- •93. Конструкции забоев нефтяных скважин.
- •94. Вызов притока и освоение нефтяной скважины.
- •95. Гидродинамические исследования скважин на установившихся режимах работы
- •96. Гидродинамические исследования скважин на неустановившихся режимах работы.
- •97. Работа газа при подъеме жидкости в стволе скважины. Структуры газожидкостных смесей.
- •98. Характеристика газожидкостного подъемника и факторы, влияющие на ее вид.
- •99. Работы а.П.Крылова по изучению особенностей работы фонтанных скважин.
- •100. Выбор оборудования и режима работы фонтанных скважин.
- •101. Выбор оборудования и режима работы газлифтных скважин.
- •102. Пуск компрессорных скважин в эксплуатацию. Способы снижения пусковых давлений.
- •103. Производительность штангового насоса и факторы, определяющие производительность шсну.
- •104. Нагрузки в штангах и трубах при работе установки.
- •89. Прогнозирования показателей разработки с помощью кривых вытеснения оценка технологической эффективности гтм.
- •90. Сущность метода материального баланса. Задачи, решаемые методом материального баланса, уравнение материального баланса.
91. Технологии и техника первичного вскрытия пластов. Оценка влияния технологий вскрытия пласта на состояние пзп.
От вскрытия пласта зависит 60-70% того, как будет работать эта скв.
1. скорость вращения вала двигателя. Турбинное бур-е; Роторное бур-е, электро бур-е nт>> nэ>nр
2. Промывочная жидкость.
90-95% новых скв. вскрывают продуктивные пласты с применением в качестве промывочных жидкостей водных или водосодержащих составов.
Практическое изменение глубины проникновения фильтрата пром. жидкости в пласт при его вскрытии доходит от нескольких десятков см. до нескольких десятков метров. Вскрытие на водных р-рах нехорошо. Лучше всего вскрывать пласт на нефти, т.к. это родсвенная жидкость и приток в результате получается гораздо больше, чем на водных растворах.
3. Величина репрессии
ΔPр=Рзаб-Рпл>0
φ – коэф. несовершенства скв.
Т.е. совершенство скв. ухудшается в 2 раза.
4. Химическая совместимость реагентов входящих в состав промывочной жидкости с пластовыми флюидами.
Качество работ первичного вскрытия оценивается по величине дополнительного скин фактора от применяемых технологий в процессе вскрытия:
C1 – коэф. учитывающий несоверш. скв. по степени вскрытия; С2 - коэф. учитывающий несоверш. скв. по хар. вскрытия.
SI – первичный скин фактор – часть общей депрессии на пласт, которая расходуется на преодоление доп. фильтрац. сопротивл. в зоне с ухудшенными свойствами пласта.
Pк – Р на контуре питания; Рс(t) – давление на забое скв. во времени, t=1ч.; χ – пьезопроводность; Т – общее время работы скв. с постоянным дебитом до ее остановки перед снятием КВД.
Радиус загрязненной зоны: , м θзагр – время распростр. давления в границах загрязненной зоны.
Минимальный объем закачки реагента для улучшения свойств ПЗП: , м3. h – эф. толщина пласта; m – коэф. пористости пласта.
105. Динамометрирование работы шсну.
Заключается в получении графических зависимости (динамограммы) нагрузок действующих от длинны хода полир-ого штока.
S – длина хода полир. штока; Р – нагрузка.
А – НМТ; В – ВМТ; АБ – наложение нагрузки; ВГ – снятие нагрузки.
Теоретическая динамогр. для варианта абсолютно упругих насосных штанг, т.к. они вертик => нагрузка происх. мгновенно и деформ. штанг нет.
λ=ББ1≈Г1Г – деформация штанг и труб.
Sпл =АГ – длинна хода плунжера; S=АГ1 – длинна хода полир. штока; АГ – ход плунжера вниз; Р’шт – вес самих штанг в жидкости т.к. плунжер идет вниз; Рж - вес жидкости;
Теоретическая динамогр. когда штанги подвергаются растяженияю (для реальных усл.)
По форме реальных или фактических динамограмм определяют хар. неисправности и усл. работы всей установки.
Обрыв или отворот штанг.
На плунжер не действует столб жидкости. Нагрузка от сил трения 5% при верт. скв.
Влияние газа:
При ходе плунжера вниз, он сначала опирается на газ. => нет опоры, как только появилась жидкость (опора) дальше идет как надо.
Неисправность нагнетательной части насоса:
Идет переток жидкости ч/з пробоину на седле (если зеркально, то во всасывающей части)
Удар плунжера о всасывающий клапан:
По ΔP и ΔS – определяют потерю производительности установки и соответствующую высоту на которую нужно поднять плунжер насоса.