- •Билет № 1
- •Приток жидкости к скважине. Вывод формулы Дюпюи?
- •Распределение давления вокруг скважины.
- •Классификация методов искусственного воздействия на залежь нефти с целью интенсификации добычи нефти
- •Билет № 2
- •Источники пластовой энергии и классификация режимов разработки нефтяных месторождений.
- •Техника закачки теплоносителя в пласт.
- •Водонапорный режим разработки нефтяных месторождений.
- •Сущность метода внутрипластового горения. Физические процессы, происходящие в пласте при горении
- •Эффективность метода внутрипластового горения
- •Упругий режим разработки нефтяных месторождений.
- •Классификация методов воздействия на призабойную зону скважин.
- •Технология использования глубинных вод для ппд. Схемы с внутрискважинным перетоком
- •Газонапорный режим разработки нефтяных месторождений.
- •Кислотные ванны и простые кислотные обработки призабойной зоны скважин.
- •Техника, применяемая при гидравлическом разрыве пласта.
- •Билет № 6
- •Режим растворенного газа при разработке нефтяных месторождений.
- •Кислотная обработка призабойных зон скважин под давлением.
- •Виды гидродинамического несовершенства скважин.
- •Билет № 7
- •Конструкция эксплуатационных скважин. Типовые конструкции забоев скважин.
- •Основные требования, предъявляемые к конструкциям забоев скважин.
- •Поддержание пластового давления методом закачки газа в пласт. Количественные характеристики метода, применяемая техника
- •Билет № 8
- •Тепловая обработка призабойной зоны скважины. Способы реализации.
- •Уравнение баланса давлений при движении газожидкостной смеси в вертикальной трубе.
- •Термогазохимическое воздествие на пзс. Физические особенности разновидностей воздействия. Применяемая техника.
- •Билет № 9
- •Физические процессы, протекающие в призабойной зоне скважин при вскрытии.
- •Способы перфорации скважин и применяемое оборудование.
- •Технология и техника использования глубинных вод для ппд. Схемы с внутрискважинным перетоком.
- •Билет № 10
- •Методы освоения нефтяных скважин.
- •Основные характеристики поддержания пластового давления закачкой воды. Коэффициенты текущей и накопленной компенсации
- •Определение среднего давления на линиях нагнетания и отбора.
- •Билет № 11
- •Гидравлический расчет процесса освоения скважины методом замены жидкости.
- •Водоснабжение систем ппд. Типы водозаборов.
- •Насосные станции первого и второго подъема давления.
- •Билет № 12
- •Расчет процесса освоения скважины компрессорным способом.
- •Техника, применяемая при освоении скважин компрессором.
- •Гидропескоструйная перфорация скважин. Оборудование, необходимое для реализации метода.
- •Билет № 13
- •Особенности освоения нагнетательных скважин.
- •Технология поддержания пластового давления закачкой воды. Основные системы заводнения месторождений.
- •1. Законтурное заводнение.
- •2. Приконтурное заводнение.
- •3. Внутриконтурное заводнение, которое можно разделить на:
- •Плотность идеальной газожидкостной смеси. Основные соотношения связи реальной и идеальной плотности, истинного и расходного газосодержания в двухфазном потоке.
- •Билет № 14
- •Технологическая схема водоснабжения систем ппд.
- •Оборудование водозаборов и кустовых насосных станций.
- •Приток жидкости к скважине с двойным видом несовершенства Понятие приведенного радиуса скважины
Газонапорный режим разработки нефтяных месторождений.
Этот режим проявляется в таких геологических условиях, при которых источником пластовой энергии является упругость газа, сосредоточенного в газовой шапке.
Необходимые условия:
залежь должна быть изолирована по периферии непроницаемыми породами или тектоническими нарушениями;
законтурная вода, если она имеется, не должна быть активной;
нефтяная залежь должна находиться в контакте с газовой шапкой.
Темп изменения среднего пластового давления при разработке такой залежи может быть различным в зависимости от темпов разработки и от соотношения объемов газовой шапки и нефтенасыщенной части залежи.
Изменение пластового давления происходит по криволинейному закону и темп падения давления тем больше, чем меньше объем газовой шапки по отношению к объему нефтяной части залежи
Для этого режима характерен закономерный рост газового фактора и переход скважин на добычу чистого газа по мере выработки запасов нефти и расширения газовой шапки. Продукция скважин, как правило, безводная.
Кислотные ванны и простые кислотные обработки призабойной зоны скважин.
Кислотные ванны применяются в скважинах с открытым забоем после бурения и при освоении, для очистки забоя от остатков цементной и глинистой корки, продуктов коррозии, кальцитовых выделений из пластовых вод и др. Для скважин, забой которых обсажен колонной и перфорирован, кислотные ванны проводить не рекомендуют. Объем кислотного раствора равен объему скважины от забоя до кровли обрабатываемого интервала, а башмак НКТ, через который закачивают (раствор, спускается до подошвы пласта или забоя скважины. Применяется раствор НСL повышенной концентрации (15 - 20%), так как его перемешивания на забое не происходит.
Обычно время выдержки составляет 16 - 24 ч.
Простые кислотные обработки - наиболее распространенные, осуществляются задавкой раствора НСL в ПЗС.
При многократных обработках для каждой следующей операции растворяющая способность раствора увеличивается за счет наращивания объема раствора, повышения концентрации кислоты или увеличения скорости закачки. Исходная концентрация HCL - 12 %, максимальная - 20 %.
Простые кислотные обработки осуществляются с помощью одного насосного агрегата в промытой и подготовленной скважине без применения повышенных температур и давления. При парафинистых и смолистых отложениях в НКТ и на забое их удаляют промывкой скважины растворителями: керосином, пропан-бутановыми фракциями и др. При открытом забое кислотная обработка проводится только после кислотной ванны. После закачки расчетного объема раствора кислоты в НКТ закачивают продавочную жидкость в объеме, равном объему НКТ.
В качестве продавочной жидкости используется нефть для добывающих скважин и вода с добавкой ПАВ типа ОП-10 для нагнетательных скважин.
Повышенная температура ускоряет реакцию и сокращает время выдержки кислоты на забое. При низких температурах, открытом забое - от 8 до 24 ч, при задавливании всей кислоты в пласт при пластовой температуре 15 - 30 °С - до 2 ч, при температуре 30 - 60 °С - 1- 1,5 ч. При более высоких температурах выдержка не планируется, так как перевод скважины на режим эксплуатации потребует больше времени, чем нужно для нейтрализации кислоты.
Увеличение глубины проникновения раствора кислоты в породу достигается увеличением концентрации НСL и скорости прокачки, а также применением различных добавок, замедляющих реакцию.