
- •3.Физические и физико-химические свойства нефти.
- •4.Свойства природного газа.
- •5.Понятие «ловушка» ув. Классификация ловушек.
- •6.Понятие «залежь» ув. Классификация залежей.
- •7.Первичная и вторичная миграция ув.
- •8.Осадочно-миграционная теория происхождения нефти.
- •9.Основные закономерности размещения месторождений ув.
- •10.Нефтегазогеологическое районирование.
- •11.Основные нефтегазоносные провинции мира.
- •12. Основные нефтегазоносные провинции рф.
- •13.Нефтегазоносность рс(я).
- •1.2 Непско-Ботуобинские нефтегазовые месторождения
- •2.1 Географическое положение Тас-Юряхского нефтегазоносного месторождения
- •2.2 Нефть ботуобинского горизонтат Тас-юряхского месторождения
- •14.Основные показатели нефтегазового пласта.
- •15.Абсолютная и открытая пористости горных пород. Формулы.
- •16.Абсолютная и фазовая и относительная проницаемости. Формулы.
- •17.Удельная поверхность горных пород. Формула.
- •18.Виды залежей.
- •19.Состав и классификация нефти.
- •20.Давления насыщения нефти газом.
- •21.Растворимость газа и нефти. Коэффициент растворимости. Формула.
- •22.Нефтеотдача пласта.
- •23.Методы увеличения извлекаемых запасов нефти.
- •25. Ротор. Назначение, устройство, условия работы, основные требования. Расчет и выбор основных параметров ротора.
- •26. Вертлюги. Назначение, устройство, условия работы, основные требования. Расчет и выбор основных параметров вертлюга.
- •28.Буровые лебедки. Назначения, технологические функции и основные требования. Классификация. Тормозные устройства буровой лебедки. Назначения и классификации.
- •31. Буровые вышки. Назначения, основные требования, классификация. Башенные и мачтовые вышки. Основные параметры и технические характеристики. Классификация нагрузок, действующие на буровые вышки.
- •32. Последовательность проектирования конструкции скважины. Факторы, учитываемые при проектировании.
- •33. Этапы проектирования гидравлической программы промывки скважины буровыми растворами.
- •34. Принципы выбора способа бурения: основные критерии выбора, учет глубины скважины, температуры в стволе, осложненности бурения, проектного профиля и др. Факторов.
- •35. Выбор типа долота и режима бурения: критерии выбора, способы получения информации и её обработки для установления оптимальных режимов, регулирования величины параметра.
- •36. Принципиальная схема опробования продуктивного горизонта с помощью пластоиспытателя на трубах
- •37. Принципиальная схема одноступенчетого цементирования. Изменения давления в цементировочных насосах, учавсвующих в этом процессе.
- •38.Принципиальная схема двухступенчатого цементирования с разрывом во времени. Достоинство и недостатки.
- •39. Принцип расчета обсадной колонны на прочность при осевом растяжении для вертикальных скважин. Специфика расчета колонн для наклонных и искривленных скважин.
- •40. Основные факторы , влияющие на качество цементирование скважин и характер их влияния .
- •42. Способы оборудования нижнего участка скважины в зоне продуктивного пласта. Условия, при которых возможно применение каждого из этих способов.
- •43. Факторы, учитываемые при выборе тампонажного материала для цементирования конкретного интервала скважины.
- •44. Выбор колонкового набора для получения качественного керна.
- •45. Конструктивные особенности и области применения бурильных труб.
- •46. Принципы расчета бурильной колоны при бурении забойным двигателем.
- •47.Принципы расчета бурильной колонны при бурении роторным способом
- •48.Режим бурения. Методика его оптимизации
- •49. Классификация методов возбуждения притока при освоении скважин.
- •50. Классификация методов интенсификации притока в процессе освоения скважины.
- •51. Опишите технические средства для получения оперативной информации в процессе бурения.
- •52. Горно-геологические характеристики разреза, влияющие на возникновение осложнений их предупреждение и ликвидация.
- •53. Совмещенный график давлений при осложнении. Выбор первого варианта конструкции скважин.
- •54. Схема циркуляционной системы скважин.
- •55. Гидравлическое давление глинистых и цементных растворов после остановки циркуляции.
- •56. Поглощения. Причины их возникновения .
- •57. Поглощение в породах с закрытыми трещинами. Особенности индикаторных кривых. Гидроразрыв и его предупреждение.
- •58. Оценка эффективности работ по ликвидации поглощений
- •59. Способы борьбы с поглощением в процессе вскрытия зоны поглощения
- •60. Гнвп.Их причины,признаки поступления пластовых флюидов. Классификация и распознование видов проявлений.
- •61. Установка цементных мостов. Особенности выбора рецептуры и приготовления тампонажного раствора для установки мостов.
- •63. Параметры системы разработки: параметр плотности сетки скважин Sc, параметр ω. Параметр , параметр а.П.Крылова Nкр.
- •64. Системы разработки при отсутствии воздействия на пласт и характеризующие их параметры.
- •65. Системы разработки с воздействием на пласты. Системы с законтурным воздействием (заводнением) и характеризующие их параметры.
- •66. Особенности применения горизонтальных скважин при разработке Талаканского нефтегазоконденсатного месторождения.
- •68. Задача рациональной разработки.
- •70.Объект и система разработки.
- •71.Факторы, влияющие на выделение объектов разработки.
- •72. Разработка нефтяных месторождений с применением заводнения. Основные показатели.
- •73. Основные факторы, влияющие на коэффициент вытеснения в процессе разработки месторождений с применением заводнения.
- •74.Факторы, влияющие на выделение объектов разработки.
- •75. Разработка нефтяных месторождений при упругом режиме
- •76. Разработка нефтяных месторождений при естественных режимах.
36. Принципиальная схема опробования продуктивного горизонта с помощью пластоиспытателя на трубах
Для создания такого фильтра в скважину в зону продуктивного пласта спускают при помощи бурильных труб и подвешивают на нижней части предыдущей обсадной колонны металлический остов, который обычно состоит из нескольких обсадных труб с профрезерованными в их стенках отверстиями щелевидной формы и центрирующих фонарей.
Для выяснения гранулометрического состава необходимо отобрать с помощью колонковых снарядов либо боковых грунтоносов образцы из той части данного продуктивного пласта, в которую не проникли частицы твердой фазы промывочной жидкости.
В значительной степени эти задачи решают с использованием методов промысловой геофизики и с помощью отбора керна. В терригенных породах с помощью методов промысловой геофизики обычно удается выявить те пласты, в которых могут содержаться углеводороды, уточнить положение кровли и подошвы перспективных объектов и получить ряд других полезных материалов. С их помощью можно из того или иного локального участка объекта отобрать в герметизированный баллон небольшую по объему (обычно от 5 до 20 дм3) порцию жидкости (газа) и зарегистрировать характер изменения давления и температуры в баллоне за период отбора пробы. Опробование с помощью аппаратов, спускаемых в скважину на кабеле, следует рассматривать как весьма оперативный и дешевый способ получения первоначальной информации об интересующем предприятие объекте, особенно об объектах малой мощности или малой перспективности. Принцип действия, конструкция аппаратов и технология опробования с их помощью рассматриваются в курсе «Промысловая геофизика».
Аппараты, спускаемые в скважину при помощи колонны бурильных труб и часто именуемые пластоиспытателями. Принципиальная схема опробования объекта с помощью пластоиспытателя
Схема опробования перспективного горизонта при помощи пластоиспытателя: л — спуск аппарата; 6 — первый открытый период опробования; в — первый закрытый период; г — открытие уравнительного клапана; д — промывка через циркуляционный клапан при подъеме из скважины сии начнет притекать из пласта в подпакерную зону скважины и через отверстия в фильтре 6 и открытые клапаны 2 и 3 заполнять полость бурильной колонны.
Для этого поршень сделан из двух деталей, соединяемых друг с другом с помощью ленточной резьбы; резьба же нарезана так,; что между вершиной витка одной детали и впадиной витка : смежной образуется небольшой зазор.
До спуска пластоиспытателя устье должно быть оборудовано превенторами; диаметр проходного отверстия в вырезных плашках превентора должен соответствовать диаметру бурильных труб, с помощью которых спускается пластоиспытатель.
37. Принципиальная схема одноступенчетого цементирования. Изменения давления в цементировочных насосах, учавсвующих в этом процессе.
В практике бурения скважин под воду наиболее распространена одноступенчатая (нормальная) схема цементирования с одной и двумя пробками. Цементировочные головки применяют для цементирования и промывок колонны. Процессу цементирования должна предшествовать опрессовка цементировочной головки на давление, превышающее в 1,5 раза максимальное расчетное, в течение трех минут. Вначале в цементировочную головку опускают нижнюю пробку, затем после закачки в колонну необходимого объема цементного раствора начинают его продавливание. Существуют две схемы продавливания: с одной и двумя пробками. Первую схему (рис. 11) применяют при цементировании скважин глубиной до 100—150 м, при цементировании же более глубоких скважин эта схема приводит к перемешиванию цементного раствора и продавочной жидкости, что, в свою очередь, снижает качество цементации. Широкое распространение получила схема с двумя пробками (рис. 12). После промывки и установки нижней пробки проводят закачку необходимого объема цементного раствора и устанавливают верхнюю пробку.
Затем осуществляют продавливание цементного раствора в затрубное пространство. После того как верхняя пробка дойдет до кольца «стоп», давление на манометре резко повышается, что служит окончанием цементации. В качестве продавочной жидкости обычно используют глинистый раствор. При цементировании учитывают количество закачиваемой продавочной жидкости, чтобы до прокачки оставшихся 0,5—1,0 м3 перейти на работу с одним насосом и избежать гидравлического удара в системе труб.
Перед цементированием для улучшения сцепления цементного камня со стенками скважины ее целесообразно промыть раствором плотностью не более 1,1 г/см3 или водой. После окончания цементирования колонну оставляют в покое на 24 часа, после чего испытывают на герметичность.
Закачку цементного раствора обычно ведут на I или II скорости насоса, в дальнейшем переходя на более высокие. Продавливание же цементного раствора начинают с высоких скоростей насоса, постепенно переходя на низкие, что связано с ростом давлений на продавливание.