- •1. Происхождение нефти. Залежи и месторождения нефти и газа.
- •2. Состав и свойства нефти.
- •3. Состав и свойства природного газа.
- •4. Состав и основные свойства пластовых вод.
- •6. Плотность нефти, измерение плотности нефти.
- •7. Вязкость нефти, её значение, измерение.
- •8. Классификация пород-коллекторов нефти и газа.
- •11. Проницаемость горных пород и методы определения. Закон Дарси.
- •9. Гранулометрический состав горных пород, способы его определения.
- •10. Пористость горных пород. Виды. Определение пористости.
- •12. Плотность горных пород, виды, значения.
- •13. Механические свойства горных пород.
- •15. Давление насыщения. Газовый фактор.
- •16. Уравнение состояния газов.
- •17. Физические свойства нефти в пластовых условиях.
- •18. Режимы работы нефтяных и газовых залежей.
- •19. Пластовое давление, определение, формула.
- •21. Плотность и объемный коэффициент нефти, их значение в добыче нефти.
- •22. Состав и основные свойства пластовых вод.
- •23. Классификация пластовых вод по месту залегания и степени минерализации.
- •24. Понятие о пластовом и забойном давлениях, способы их определения.
- •25. Пластовая температура. Оценка величины пластовой температуры.
- •27. Пластовая энергия и силы, действующие в залежи.
- •29. Цели и задачи исследований скважин.
- •30. Содержание связанной воды в нефтяной залежи.
- •31. Показатели нефтеотдачи пластов: коэффициент нефтеотдачи, коэффициент вытеснения, коэффициент охвата.
- •32. Механизм вытеснения нефти из пласта.
- •33. Водонапорный режим работы залежи, условия применения.
- •34. Газонапорный режим работы, характеристика.
- •35. Режим растворенного газа, условия применения.
- •36. Объект и система разработки месторождений.
- •38. Стадии разработки месторождений.
- •39. Особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений.
- •40. Контроль за разработкой месторождений.
- •41. Основы проектирования разработки залежей.
- •43. Цели и задачи исследований скважин и пластов.
- •45. Исследование скважин на неустановившихся режимах.
- •46. Коэффициент продуктивности скважины, определение.
- •49. Понятие о методах воздействия на нефтяные пласты.
- •50. Виды заводнения, условия их применения.
- •51. Законтурное заводнение, область применения.
- •52. Внутриконтурное заводнение. Область применения.
- •55. Блочные кустовые насосные станции (бкнс), принцип работы.
- •56. Приёмистость нагнетательных скважин, понятие, формула.
- •57. Требования, предъявляемые к закачиваемой воде.
- •58. Классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов.
- •59. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи, условия применения.
- •60. Тепловые методы увеличения нефтеотдачи. Условия применения.
- •61. Газовые методы вытеснения нефти из пласта.
- •62. Физико-химические методы вытеснения остаточной нефти, условия применения.
- •63. Микробиологические методы воздействия на пласт, критерии выбора объекта
36. Объект и система разработки месторождений.
С и с т е м о й р а з р а б о т к и нефтяного месторождения следует называть совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; наличие воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды. Построить систему разработки месторождения означает найти и осуществить указанную выше совокупность инженерных решений.
О б ъ е к т р а з р а б о т к и — это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин или других горнотехнических сооружений.
38. Стадии разработки месторождений.
Первая стадия – освоение эксплуатационного объекта – характеризуется:
- интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного уровня.
- быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0,6 ¸ 0,8 от максимального;
- резким снижением пластового давления;
- достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи Кн (около 10%).
Вторая стадия – поддержание высокого уровня добычи нефти – характеризуется:
- более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти
- ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет резервного фонда;
- нарастанием обводненности продукции nв (ежегодный рост обводненности составляет 2 ¸ 3% при малой вязкости нефти и 7% и более при повышенной вязкости, на конец стадии обводненность колеблется от нескольких до 65%);
- текущим коэффициентом нефтеотдачи h, составляющим к концу стадии 30 ¸ 50 %, а для месторождений с «пикой» добычи – 10 ¸ 15%.
Третья стадия – значительное снижение добычи нефти – характеризуется:
- снижением добычи нефти (в среднем на 10 ¸ 20 % в год при маловязких нефтях и на 3 ¸ 10 % при нефтях повышенной вязкости);
- темпом отбора нефти на конец стадии 1 ¸ 2,5 %;
- уменьшением фонда скважин из-за отключения вследствие обводнения продукции, переводом практически всего фонда скважин на механизированный способ добычи;
- повышением текущих коэффициентов нефтеотдачи Кн на конец стадии до 50 ¸ 60 % для месторождений с вязкостью нефти не более 5 мПа·с и до 20 ¸ 30 % для месторождений с нефтями повышенной вязкости;
- суммарным отбором жидкости 0,5 ¸ 1 объема от балансовых запасов нефти.
-Четвертая стадия - завершающая – характеризуется:
– малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти Тдн (в среднем около 1% );
- большими темпами отбора жидкости Тдж (водонефтяные факторы достигают 0,7 7 м3/м3);
- высокой медленно возрастающей обводненностью продукции (ежегодный рост составляет около 1%);
- более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда скважин из-за обводнения (фонд скважин составляет примерно 0,4 ¸ 0,7 от максимального, снижаясь иногда до 0,1);
- отбором за период стадии 10 ¸ 20% балансовых запасов нефти.