- •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.
- •9. Гранулометрический состав горных пород, способы его определения.
- •10. Пористость горных пород. Виды. Определение пористости.
- •11. Проницаемость горных пород и методы определения. Закон Дарси.
- •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
33. Водонапорный режим работы залежи, условия применения.
При водонапорном режиме основным видом энергии является напор краевой воды,
которая внедряется в залежь и относительно быстро полностью компенсирует в объеме залежи отбираемое количество нефти и попутной воды. В процессе эксплуатации залежи в ее пределах происходит движение всей массы нефти. Объем залежи постепенно сокращается за счет подъема водонефтяного контакта.
Одна из важнейших предпосылок действия водонапорного режима — значительная
разница между начальным пластовым давлением и давлением насыщения нефти газом,
обеспечивающая в сочетании с другими факторами превышение текущего пластового давления над давлением насыщения на протяжении всего периода разработки и сохранение газа в растворенном состоянии.
34. Газонапорный режим работы, характеристика.
Режим работы нефтяной залежи, при котором нефть вытесняется к скважинам под действием напора газа, находящегося в газовой шапке. При снижении давления в нефтяной залежи, залегающей на крыльях структуры, газовая шапка начинает расширяться, оказывая давление на всю нефтяную залежь сверху. Выделившиеся при снижении пластового давления из нефти пузырьки газа всплывают вверх под действием сил гравитации и присоединяются к газовой шапке, увеличивая непрерывно ее массу и снижая этим темп падения пластового давления по сравнению с газовым режимом. Газовые факторы в скважинах, расположенных вдали от газовой шапки, близки к количеству растворенного в нефти газа при данной величине пластового давления в районе расположения скважин. Газовые факторы постепенно понижаются со снижением динамического пластового давления, причем состав газа меняется за счет обогащения более тяжелыми углеводородами, т. е. газ становится более жирным. В скважинах, расположенных вблизи газовой шапки, наблюдаются повышенные газовые факторы, которые с приближением газовой шапки начинают быстро расти до тех пор, пока скважины не переходят на чистый газ. Происходит так наз. «загазовывание скважины», при котором состав газа также меняется, но в сторону обеднения тяжелыми углеводородами. Так как газ является главной движущей силой, то основной задачей при разработке залежей нефти при Г. р. является всемерная экономия в расходовании газа.
35. Режим растворенного газа, условия применения.
Режим растворенного газа характерен для нефтяных месторождений, у которых свободный газ в залежи отсутствует, а в нефтяную часть пласта практически не поступает пластовая вода. Движущей силой, способствующей перемещению нефти в пласте к забою скважины, в этом случае является растворенный газ. При отборе нефти из скважины и снижении давления в пласте растворенный газ выделяется из нефти и расширяется в свободном состоянии. Свободный газ устремляется к забою скважины, опережает движение нефти по капиллярам пласта и увлекает ее за собой. Однако эффект этого механизма незначителен из-за интенсивного действия сил трения. Поэтому к забою скважины поступает только часть нефти из пласта, а энергия газа быстро снижается.
Режим растворенного газа обусловлен проявлением энергии расширения растворенного в нефти газа при снижении давления ниже давления насыщения. Снижение давления ниже значения ря сопровождается выделением из нефти ранее растворенного в ней газа. Пузырьки этого газа, расширяясь, продвигают нефть и сами перемещаются по пласту к забоям скважин. Часть пузырьков газа сегрегирует ( всплывает), накапливаясь в своде структуры и образуя газовую шапку. Этот режим протекает в две фазы. Во второй фазе происходит общее снижение давления в залежи и на линиях слияния де-прессионных воронок или на границе пласта.