- •1.Технологии освоения нефтедобывающих скважин.
- •2.Функции системы сбора и подготовки скважинной продукции.
- •3.Причины обводнения нефтедобывающих скважин
- •1.Способы регулирования подачи и напора уэцн.
- •1.Способы регулирования подачи ушсн.
- •2.Схема двухтрубной системы сбора нефти.
- •3.Коэффициенты обводненности и водонасыщенности. Методы их определения.
- •1.Технология проведения и назначение динамометрирования ушсн.
- •2.Схема однотрубной системы сбора нефти.
- •3.Влияние анизотропии коллектора на образование конусов подошвенной воды.
- •Экзаменационный билет № 5
- •3.Область применения нефтедобывающих скважин с горизонтальными окончаниями.
- •3.Основные законы фильтрации жидкости в пористой среде.
- •1.Технология глушения скважин.
- •2.Системы сбора нефти, газа и воды на морских месторождениях, расположенных вдали от берега.
- •3.Особенности разработки трещиновато-поровых коллекторов.
- •1.Технологии предупреждения и удаления аспо в скважинах, оборудованных ушсн.
- •2.Принципиальная схема Спутника-а.
- •3.Виды и назначение площадных систем заводнения.
- •1.Виды несовершенства скважин и его учет.
- •2.Графоаналитический метод определения диаметра трубопровода.
- •3.Эксплуатация залежи в режиме растворенного газа.
- •1.Область применения винтовых установок уэвн и ушвн.
- •2.Принципиальная схема Спутника-в.
- •3.Виды и назначение рядных систем заводнения.
- •1.Технологии предупреждения и удаления аспо в скважинах, оборудованных уэцн.
- •2.Классификация трубопроводов.
- •3.Основные виды внутриконтурного заводнения.
- •1.Показатели использования фонда скважин.
- •2.Определение потерь напора на трение для всех режимов течения жидкостей.
- •3.Источники пластовой энергии.
- •1.Виды гтм, применяемых на нагнетательных скважин.
- •3. Режимы эксплуатации залежей.
- •1.Технология исследования нагнетательных скважин.
- •2. Методы определения оптимального диаметра трубопровода.
- •3. Разработка нефтегазовых залежей с газовой шапкой.
- •1.Методы снижения пусковых давлений газлифтных скважин.
- •2.Схемы газосборных коллекторов.
- •3.Виды неоднородности коллекторов.
- •1.Параметры, контролируемые при выводе скважин на режим.
- •2.Состав и структура солеотложений в системе сбора скважинной продукции.
- •3.Зоны разделы фаз в нефтегазовых залежах с краевыми водами.
- •1.Особенности насосной добычи нефтей с большим газосодержанием.
- •2.Методы удаления солеотложений в системе сбора скважинной продукции.
- •1.Определение коэффициента подачи ушсн.
- •1.Состав и классификация аспо в системе сбора скважинной продукции.
- •3.Критерии выбора объектов для проведения грп.
- •2.Основные факторы образования аспо в системе сбора скважинной продукции.
- •3.Технологии регулирования разработки нефтяных месторождений.
- •3.Технология и назначение форсированных отборов нефти.
3.Виды неоднородности коллекторов.
Под геологической неоднородностью изучаемого объекта следует понимать всякую изменчивость характера и степени литолого‑физических свойств слагающих его пород по площади и разрезу.
При характере неоднородности любого изучаемого объекта целесообразно рассматривать два вида: макро- и микронеоднородность.
Макронеоднородность изучаемого объекта характеризуется в разрезе чередованием пород коллекторов с практически непроницаемыми породами. На границе этих разностей основные параметры продуктивных пластов будут изменяться резко и скачкообразно.
Микронеоднородность отражает структурные, текстурные и другие особенности строения выделенной для изучения «однородной» породы. Коллекторские свойства в этом случае изменяются более плавно и непрерывно.
Поскольку месторождения в основном многопластовые и, как правило, единый эксплуатационный объект содержит значительное число пластов и пропластков, скоррелированных по площади, то геологическую неоднородность целесообразно изучать по разрезу и по площади. Изучение неоднородности этих видов позволит не только охарактеризовать изменчивость величин параметров по объему, влияющих на распределение запасов нефти в недрах и их выработку, но и увязать эту изменчивость с условиями осадконакопления и последующими геологическими процессами.
Ультрамикронеоднородность. Неоднородность этого типа есть изучаемое по отдельному образцу свойство породы, структура которой геометрически, очевидно, показана быть не может, так как невозможно определить и зафиксировать положение в пространстве каждого элемента этого уровня, т. е. каждого минерального зерна. Поэтому имеется возможность только количественного описания структуры.
Характеристикой ультрамикроструктуры породы является, прежде всего, ее гранулометрический (механический) состав. Для большинства нефтесодержащих пород размеры частиц колеблются в пределах 0,01‑1 мм. Наряду с обычными зернистыми минералами в породе также содержатся глинистые и коллоидно‑дисперсные частицы с размерами меньше 0,001 мм.
Мезонеоднородность. Для выявления структуры пласта (горизонта) на данном уровне необходимо путем детальной корреляции разрезов скважин выделить и проследить распространение по площади отдельных прослоев коллекторов провести условные границы, разделяющие породы‑коллекторы, например, на высокопродуктивные и низкопродуктивные. В результате такого расчленения объема залежи будет получена сложная мозаичная картина размещения в разрезе и по площади геологических тел, характеризующихся различной продуктивностью, а следовательно, и нефтенасыщенностью, различными коллекторскими свойствами и т. п.
ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ № 16
1.Параметры, контролируемые при выводе скважин на режим.
Задача расчета заключается в том, чтобы для каждой конкретной скважины с учетом ее характеристик подобрать все звенья ЭЦН и 1 глубину спуска насоса. Вначале устанавливают необходимые исходные данные - выбирают уравнение притока, определяют свойства нефти воды и газа и их смесей, которые предполагается откачивать из скважины, конструкцию эксплуатационной обсадной колонны глубину спуска насоса находят с учетом расходного газосодержания нефтегазового потока потока на входе Для этою строят кривые распределения давления и расходного газосодержания потока вдоль обсадных труб шагами от забоя снизу вверх, начиная от заданного забойного давления, определяемого по уравнению притока для известного дебита (соответственно кривые 1 и 3 на рис V ] 11.18). По кривой 3 оценивают предварительную глубину спуска насоса ( по допустимым значениям объемного газосодержания на приеме насоса
Ввх=0,05 - 0.25 ) и давление Рвх ( по кривой I). Упомянутые пределы расходного газосодержания на входе в насос установлены по данным испытаний ЭЦН во время откачки газированной жидкости. Если Ввх=0 - 0,05, то газ слабо влияет на работу насоса, если Ввх=0,25 - 0.3 то происходит срыв подачи насоса. По кривым 1 и-2 на глубине спуска насоса определяют перепад давлений 1рсбуемый для получения заданного дебита
Рс=Рвык - Рвх Свойства жидкости и ее вязкость влияют на напорную характеристику насоса. Поэтому далее оцениваем подачу qb и напора Нвс, которые должен иметь подбираемый насос при откачке жидкости ( с учетом влияния на рабочую характеристику насоса свободно! о газа в ГЖС, проходящей через насос, и ее вязкости), чтобы обеспечить подъем заданного количества нефти Q жсу с выбранной глубины lh. Поданным qb и Нвс и паспортным характеристикам подбирают тип насоса, удовлетворяющий условиям 0,65Qв/Qв опт1,25, ( где qb.опт - паспортная подача насоса при оптимальном режиме) НвсНпн -Н (где Нпв-напор насоса но паспортной характеристике, соответствующей производительности qbm, Н- поправка , для пересчета Нпв в вероятный напор при работе на воде) Н = 0,92Нв.опт/3,9+0,023Qв.опт ( где Нв.опт - оптимальный напор Qв.опт-оптимальный расход по паспортной характеристике.
Может оказаться что необходимая характеристика насоса по напору Н не соответствуют (ниже) паспортной характеристике насоса, ближайшею но параметрам. В этом случае напор выбранного насоса регулируют путем повышения противодавления на устье с помощью штуцера или уменьшением ( частичным изъятием) некоторого числа ступеней насоса с заменой их вкладышами. Если используют штуцер, то снижается к.п.д. установки, но при этом регулирование осуществляется проще (без разборки насоса). Также регулировать характеристики ЭЦН можно путем частотного регулирования электродвигателя насоса (частота вращения вала ПЭД пропорциональна частоте тока), в результате чего одновременно изменяются в широком диапазоне и напор и подача насоса. Частотное регулирование позволяет сократить необходимое число типоразмеров ЭЦН.
В станциях управления предусмотрены ручной и автоматический режимы работы. В ручном режиме после остановки УЭЦН (например, из-за аварийного отключения электроэнергии) повторно запустить насос в работу можно только вручную. В автоматическом же режиме предусмотрен самозапуск установки через некоторое время после возобновления подачи электроэнергии. Это удобно тем, что для запуска установок не надо ехать по всем скважинам.