- •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.
86. Технология гис включает следующие процедуры:
-
первичную, периодические и полевые калибровки скважин-ных приборов, выполняемые их изготовителем и метрологической службой;
-
проведение подготовительных работ на базе геофизического п/п и непосредственно на скв;
-
проведение ГИС в скв-х;
-
первичное редактирование данных, обеспечивающее контроль их качества;
-
выдачу твёрдых копий материалов представителю недропользователя непосредственно на скв;
-
сдачу/приёмку отчётных материалов, содержащих файлы первичных данных и файл недропользователя, контрольноинтерпретационной партии (КИП) геофизического п/п;
Калибровка скважинных приборов
К проведению скв-ых исследований допускают только каротажные станции и скв-ые приборы, прошедшие калибровку в метрологической службе геофизического п/п, аккредитованной на право проведения калибровочных работ. Калибровку выполняют с использованием образцовых технических средств, указанных в эксплуатационной документации на приборы и оборудование.
Калибровку выполняют с использованием образцовых технических средств, указанных в эксплуатационной документации на приборы и оборудование.
Измерения при калибровках необходимо проводить с использованием наземного оборудования (геофизический кабель).
Калибровки СКВ-ых приборов в полевых условиях выполняют перед каждым спуском и после каждого подъёма приборов из скв.
Подготовительные работы
Подготовительные работы перед проведением ГИС проводят в стационарных условиях на базе геофизического предприятия (производителя работ) и непосредственно на скважине.
По прибытию на скв персонал каротажной партии провер подготовленность бурящейся скв к исследованиям и подписывает акт о готовности скв к проведению исс-ий и работ проверяет правильность задания, указанного в наряд-заказе.
Проведение геофизических исследований и работ
Проведение ГИС предусматривает последовательное выполнение операций, обесп-их получение первичных данных об объекте исследований, к-рые пригодны для решения геол-х, техн-х и технологических задач на количественном и/или качественном уровнях, и включает в себя: выбор скважинного прибора или состава комбинированной сборки приборов; тестирование наземных средств и приборов; формирование описания объекта исследований; полевые калибровки скважинных приборов перед исследованиями; проведение спускоподъёмных операций для регистрации
первичных данных; -полевые калибровки приборов после проведения исследований.
87. Разработка нефтяных месторождений с заводнением пластов. Системы заводнения, геологические условия их применения. Технология процесса заводнения. Контроль и регулирование процесса заводнения.
По мере р/р залежи пластовое Р снижается (если только режим работы залежи не остается естественный упруго-водонапорный).В этом случае для ППД прим-т искусственные м-ды, чтобы сохранить этот режим. Целями воздействия на залежь Н явл ППД и увел-е конечной нефтеотдачи. Применение заводнения позвол р/р залежи Н достаточно высокими темпами при значительно меньшем кол-ве скв, ускорять вывод экспл-ых обьектов на высокие ур-ни добычи и увел-ть нефтеотдачу по сравнению с разработкой при малоэффективных режимах.
Цель заводнения закл.я в восстановлении пластового Р и повышение охвата пласта дренированием и воздействием.
Различают законтурное, приконтурное и внутриконтурное заводнение.
Законтурное. Нагнетательные скв находятся на расстоянии 300-800 м от контура нефтеносности.Осн цель способа размещения скв: равномерное стягивание контуров нефтеносности.
Критерии применения:
-
Хорошая г/д связь пласта с областью размещения нагнетательных скв;
-
Малые размеры залежи (1,5-1,75 км)
-
Однородный пласт с хорошими коллекторскими св-ми по толщине и по площади;
«-»: Плохие хар-ки залежи приводят к ненужной потере энергии;
-
Повышенный расход энергии при использовании м-да;
-
Замедленное воздействие на залежь;
-
Повышенный расход В (40-70% от объёма закачки);
-
Снижается возм-ть и эфф-ое исп-ие естественной водонапорной сис-мы;
-
Большая длина коммуникаций, сис-м ППД;
-
Низкий темп выработки (менее 2,5% от извлекаемых запасов).
Приконтурное. нагнетательные скв расположены на контуре нефтеносности. По мере выработки пласта добывающие скв переводят в нагнетательные и сужают контур нефтеносности. Применяют при ухудшенной гидродинамической связи пласта с внешней областью и при сравнительно малых размерах залежи.
Нагнетательные скв размещаются вблизи контура нефтеносности или на контуре нефтеносности. «+» ускоренное воздействие на залежь.
Критерии применения: малые размеры залежи.
«-»: 1Не удаётся создать равномерный фронт вытеснения и, как следствие,
2Увеличение образования языков обводненности;
3Возникают потери (консервация) вследствие образования целиков между нагнетательными скв.
Внутриконтурное. Есть несколько его разновидностей.
1) Разрезание залежи рядами или кольцами нагнетательных скважин (применено на Чутырско-Киенгопском м/р).
«+»: - позволяет в 2-3 раза увеличить темпы добычи; - снизить расход воды;
- ускорить ввод м/р в разработку; - сократить территорию промысла, подлежащего обустройству; - повысить конечный КИН (на 5% по сравнению с законтурным); - размер залежи более 4,5 км; - сроки разработки м/р.
2) Избирательная система заводнения предназнач для р/р м/р с высокой неоднородностью и прерывистостью пласта. Рекомендуется на поздних стадиях р/р или экспл-ии. Осн особе-ть явл то, что в качестве нагнетательной скв выбирается добывающая с повышенной продуктивностью и размещением обратным по отношению к добывающим скв. «-»: хаотичное размещение нагнетательных скважин по площади м/р (затрудняет размещение системы ППД).
3) Блочная система заводнения целесообразна на больших неоконтуренных м/р, где по данным разведочных скв очевидна промыш-ая нефтеносность. До окончательной разведки, до ввода м/р в экспл-ию, проводят р/р залежи рядами нагнетательных скв на отдельные блоки, но блоки с самостоятельной схемой размещения скв. При окончательной разведке и оконтуривании м/р самостоятельные блоки вписываются в общую схему р/р.
4) Площадная система заводнения наиболее интенсивная система воздействия на пласт. Обеспечивает самые высокие темпы разработки, при этом добывающие и нагнетательные скважины располагаются правильными геометрическими блоками. Эффективна при хорошей изученности пласта, разработке малопроницаемых и прерывистых пластов с высоковязкой нефтью
5) Очаговое заводнение исп-ся в сочетании с любой сис-ой заводнения для повышения охвата пласта воздействием и для выработки запасов из отдельных линз (застойных зон), на к-рые не распространяется влияние закачки нагнетательных рядов скв. При этом в качестве нагнетательной скв исп-т 1 из добывающих, к-рые размещены в зоне пласта с повышенной проницаемостью. Возможно бурение новых скв (из линз или застойных зон).
Перечисленные схемы размещения скв м прим-ся не только при закачке В, но и при закачке Г или при проталкивании Г или В различных растворителей в виде оторочек. Однако масштабы приме-я др м-ов воздействия, по сравнению с закачкой В, настолько малы, что приходится говорить гл образом о размещении скв при заводнении.
Контроль регулирования процесса заводнения.
В пр-се заводнения залежи ведут пост-ый контроль за дебитом нефтедобывающих скв по Н, процентом обводненности Н, газовым фактором, изменением забойного и пластового Р. Ежедневно контролируют приемистость водонагнетательных скв, давления нагнетания насосов по кустовым насосным станциям и систематически опр-ют кол-во механических примесей в В. Систематически проводят гидротермодинамические исследования скважин.
На основе результатов всех исследований строят карты обводненности скв, изобар, проницаемостей, удельных продуктивностей и др.
При преждевременном прорыве В в Н-ые скв или ограничивают отбор из этой скв, или ограничивают закачку В в нагнетательные скв. Увеличение газового фактора по нефтяным скв при водонапорном режиме указывает на падение пластового Р в зоне этих скважин. Поэтому нужно или уменьшить отборы нефти по этим скважинам, или увеличить закачку воды в пласт на этом участке.
По данным определения приведенного пластового давления по скважинам ежеквартально строят карты изобар карты равных пластовых давлений. Сопоставление карт обводненности и карт изобар позволяет судить о продвижении контуров нефтеносности.
На основе рез-ов иссл-ий строят фактические графики основных показателей р/р пласта, к-рые позвол следить за отборами Н и В из пласта, закачкой В или Г в пласт, изменением пластового Р и газового фактора.