- •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.
43. Факторы, учитываемые при выборе тампонажного материала для цементирования конкретного интервала скважины.
При выборе тампонажного материала учитывают следующие факторы: сохранение изоляционных свойств камня при наивысшей температуре, возможной в данном интервале скважины в период ее работы; устойчивость против коррозии агрессивными компонентами, содержащимися в пластовых жидкостях в том же интервале; морозостойкость, если речь идет о цементировании ММП; возможность приготовления раствора с достаточной плотностью, удовлетворительной подвижностью и способностью схватываться в приемлемые сроки при температуре, которая будет существовать в данном интервале в период цементирования.
Задача нормирования свойств тампонажного раствора для цементирования конкретного интервала скважины сложна и пока решена недостаточно надежно. В практике цементирования принято нормировать лишь некоторые характеристики растворов в основном на основе накопленного прошлого опыта и результатов исследований.
До окончания транспортировки в заданный интервал скважины тампонажный раствор должен обладать хорошей прокачиваемостью, чтобы в процессе ее не возникали большие гидродинамические давления, опасные возможностью разрыва пород, обсадной колонны или устьевой обвязки. Срок начала схватывания, согласно нормам, должен на 25-30% превышать продолжительность цементирования.
При нормировании плотности исходят из следующего соотношения:
ρнп < ρцр < ρвп
ρнп - нижний предел плотности определяют из условия наиболее полного замещения промывочной жидкости в кольцевом пространстве тампонажным материалом;
ρцр - плотность цементного раствора;
ρвп - верхний предел плотности находят из условия, что давление на стенки скважины в период цементирования должно быть меньше давления поглощения.
Для уменьшения перемешивания тампонажного раствора с буферной жидкостью следует поддерживать разность плотностей их не менее 200 - 250 кг/м3 . Поэтому нижний предел плотности тампонажного раствора (кг/м3):
ρнп = ρп + (200 ÷ 250)
ρп - плотность промывочной жидкости, кг/м3
44. Выбор колонкового набора для получения качественного керна.
Колонковый набор предназначен для приема и сохранения керна при бурении, а также для извлечения керна на поверхность без подъема бурильной колонны.
Колонковый набор состоит из: съемного керноприемника в сборе, двух переходников, наружной колонковой трубы, опорного кольца и стабилизатора.
При выборе элементов колонкового набора следует учитывать следующие признаки: прочность и стабильность внутренних связей в горной породе, степень ее нарушенности, устойчивость горной породы против вибраций и эрозионного действия промывочной жидкости, растворимость горной породы. Отнесение горной породы к той или иной категории позволяет правильно выбрать способ получения керна, тип колонкового инструмента и наиболее подходящий технологический режим. Кроме породоразрушающего инструмента в состав колонкового набора входят: кернорватели, алмазные расширители, колонковые трубы, переходники, шламовые трубы. Состав колонкового набора выбирается для каждого интервала бурения скважины.