- •1. Современное состояние нгп. 1 баррель-163,5л 1 баррель нефти 58;
- •2. Состояние ресурсной базы нефтяной промышленности.
- •Развитие сырьевой базы нефтяной отрасли.
- •Состояние ресурсной базы газовой промышленности.
- •Развитие сырьевой базы газовой отрасли.
- •3 Воспроиз-во мсб.
- •4. Мировой рынок нефти
- •5 Экономическая модель развития тэк.
- •6. Стратегия развития тэк.
- •7. Экспорт нефти и нефтепродуктов
- •8. Транспортная инфстр-ра России.
- •9. Рыноч механимы. Спрос и Предложение
- •10. Рента. Добавочный доход
- •11. Гос регулирование
- •12.Основные законнод-е акты нгк.
- •2.Закон срп
- •13. Государственная система лицензирования на право пользования недрами.
- •14. Налоги
- •15. Закон «о соглашениях о разделе продукции»Условия выплнения работ и раздел продукции. Возмещаемые и невозм-мые затраты при срп.
- •17. Стратегическое планирование.
- •18. Всю совокупность разл-х видов затрат на добычу н и г м объединить в 2 больших гр:
- •20. Биржевая система цен
- •21.Экспорт газа
- •Проекты строительства новых газопроводов:
- •22. Винк
- •24. Управление активами нгк.
- •Оценка по ожидаемым будущим доходам или по потокам наличности
- •Оценка по цене замещения активов
- •Оценка по балансовой ст-ти активов
- •Оценка по аналогии с другими Ко
- •Методы управления активами нефтяных Ко.
- •25. Стратегия устойчивого развития энергетики с т.Зрения энергетической безопасности.
- •27. Основные фонды
- •28. Амортиз-я ос
- •29. Нематер-ые активы
- •30. Оборот-е сред-ва
- •31. Планирование на п/и
- •32. План-ие с/с доб.Нефти
- •35. Фин план нгп
- •36. Анализ и диагн-ка фин состояния не п/я.
- •37. Анализ использ-ия оф на п/х
- •38. Анализ ликв-ти и платежесп-ти п/я
- •40. Анализ эф-ти управ издерж
- •41. Анализ прогнозир-го банкротства п/й
- •42. Пути фин оздоровления п/я
- •44. Бу инфо
- •45. Учетная политика
- •46. Бух баланс
- •48.Организация труда
- •49. Особенности разделения труда на буровых предприятиях.
- •50. Виды норм и нормативов труда. Методы их установления на п/п нгк.
- •51. Система и формы оплаты тр
- •52. Анализ численности раб-х
- •53. Производственный процесс добычи нефти и газа и основы его организации
- •54.Организация буровых работ на нефтегазовом предприятии
- •1.В состав подготовительных работ к строительству скважин входят:
- •55. Организация грр в нгк. Грр цикл
- •Геологоразведочный цикл.
- •56. Организация сервисного обслуживания основного
- •57.Организация материального снабжения нефтегазодобывающих предприятий
- •58. Организация процесса транспортирования, хранения, сбыта нефти и нефтепродуктов
- •Организация производственного процесса транспортирования газа
- •59. Происхождение нефти и газа. Концепция органического и Неорганического происхождения нефти и газа.
- •60. Инвестиц., понятие виды, сущность.
- •62. Инвест-ые проекты
- •64. Инвест-ые риски
- •70. Сист управ-ия кач
- •74. Фин ресурсы и их струк-ра
- •75. Затраты
- •76. Экол.Пол-ка и экол.Цели нефт.Комп,их экон.Реализ
- •77. Политика в области пром-ой безопасности п/п
- •79. Естественные режимы работы пластов. Их эффективность по конечному коэффициенту нефтеизвлечения.
- •80. Запасы и ресурсы нефти и газа. Классификация запасов нефти.
- •81. Методы подсчета запасов нефти и газа. Объмный метод. Метод материального баланса.
- •83. Р/р нефтяных м/р системой горизонтальных скв. Выбор профиля горизонтальной скв. Обоснование длины горизонтального ствола скв.
- •84. Геолого-промысловый контроль р/р нефтяного м/р. Показатели разработки залежи нефти.
- •10 Фонд скважин (общий, добыв, наблюдат, пьезометрических, контрольных, законсервированных, подготовленных к бурению, скв. В освоении после бурения)
- •11 Годовой объём закаченной воды
- •86. Технология гис включает следующие процедуры:
- •Калибровка скважинных приборов
- •Подготовительные работы
- •87. Разработка нефтяных месторождений с заводнением пластов. Системы заводнения, геологические условия их применения. Технология процесса заводнения. Контроль и регулирование процесса заводнения.
- •88. Проектирование разработки нефтяных м/р. Исходная информация Обоснование кин. Определение уровня добычи нефти.
- •89. Породы-колл. Ловушки
- •92. Стадии р/р н-го м/р. Динамика показателей р/р на каждой стадии.
81. Методы подсчета запасов нефти и газа. Объмный метод. Метод материального баланса.
Подсчет запасов — это комплекс научных исследований по обобщению данных геологоразведочных, опытных и промышленных работ, выполненных на м/р, направленный на создание объективных геологических моделей залежей в соот-ии со степенью их изученности, на основе к-рых различными м-ми опр-ся кол-во полезных ископаемых и содержащихся в них полезных компонентов, а также устанавливается их народнохозяйственное значение.
Подсчет запасов нефти и газа объемным методом
Основные принципы метода
Сущность объемного метода закл-ся в опр-ии массы Н или объема свободного Г, приведенных к стандартным условиям, в насыщенных ими объемах пустотного пространства пород-коллекторов, слагающих залежи Н и Г или их части.
Формулы для подсчета начальных запасов свободного Г залежи (ее части) объемным м-ом имеют следующий вид:
Qг0 = F h m A B C , F-площадь нефтеносности, h-эфф-я нефтенасыщенная мощность пласта, m- коэф открытой пористости, А- коэф нефтенасыщения, В- коэф нефтеотдачи, С- плотность Н в поверхностных условиях
Если вовлечение в р/р-ку разведанных залежей Н или Г представляется в наст t экономически целесообразным, то подсчитанные запасы относят к балансовым. Если р/р залежей Н или Г по выходе их из разведки опр-ся экономически нецелесообразной, технически или технологически невозможной, то подсчитанные запасы относят к забалансовым. В дальнейшем они м/б переведены в балансовые.
Теоретические основы и условия применения методов материального баланса для подсчета запасов нефти
Основу методов материального баланса, примен-ых для подсчета запасов Н, составляет уравнение, отражающее равенство м/у количеством (объемом) УВ, содержавшихся в залежи до начала ее р/р Qн0, и количеством (объемом) УВ, извлеченных из залежи Qн и оставшихся в ней Qн.ост на любой момент разработки:
Qн0 = Qн + Qн.ост = const.
Объективные рез-ты при подсчете запасов м-ми материального баланса м/б получены лишь в том случае, если в процессе перераспределения пластового Р вовлечен весь объем залежи, а значения пластового Р и других параметров, входящих в формулу подсчета запасов, явл представительными и хар-ют всю залежь в целом. При опр-ии накопленной добычи Н д учитываться не только товарная Н, но и все потери Н нез-мо от их причин. Для газонефтяных залежей необх-мо также располагать данными о размерах Г-ой шапки.
82. Коэффициент нефтеизвлечения, текущий и конечный. Факторы, влияющие на конечный коэффициент нефтеизвлечения. Классификация методов увеличения конечного коэффициента нефтеизвлечения.
КИН.
Основным параметром определяющим пр-сс р/р явл коэф-т извлечения Н.
Qизвл - Добыча (общая)
КИН= -------
Qзап - геологические запасы.
КИН м/б текущим и конечным (на конец разработки).
Текущий контролируется в пр-се р/р, конечный зав-т от многих факторов:геологич, строения залежи, режима работы пласта, физ. св-ва пластовой жидкости (вязкость) ,м-ды воздействия на залеж, сис-ой растоновки скв.
По методике Тат НИПИ Нефть:
КИН= К выт.*К др.*К зав.
Квыт ( коэф. вытеснения ) – опр-ся в лаб. усл-ях путем анализа кернов, зав-т от вязкости ( относительной )
К др ( коэф. дренирования ) – зав-т от площади дренирования ( вязкости).
К зав (коэф. заводнения ) – зав-т от сис-мы заводнения залежи.
Конечный коэффициент извлечения Н пок-ет, какая часть от начальных балансовых запасов м/б извлечена при р/р залежи до предела экон-ой рентабельности .
Наряду с конечным коэфф-м извлечения Н опр-ют текущий коэф-т извлечения, равный отношению накопленной добычи из залежи или объекта р/р на опр-ую дату к их начальным балансовым запасам.
Факторы.
Значения коэфф-ов извлечения Н зависит от:
геолого-физических хар-к и неоднородности продуктивных пластов, научного уровня и обоснованности принимаемых проектных решений по технологии р/р и технике добычи Н, экон-их нормативов и критериев эфф-ти р/р, требований рационального исп-я природных, материальных и людских ресурсов, охраны недр и окр среды.