Вопросы для госэкзамена по дисциплине «ЭНГС» (специалитет, 2015г.)

1. Характеристика условий эксплуатации различных типов скважин.

Основные нефтесодержащие комплексы в недрах Татарстана:

терригенные отложения верхнего(пласты Дo — Д_I) и среднего девона (пласт Д_III) в среднем (1700 — 1750 м)

терригенные и карбонатные отложения нижнего карбона C1 в среднем (1100 — 1200 м)

карбонатно-терригенные отложения среднего карбона C2 в среднем (750 — 1000 м)

Границы применения различных способов эксплуатации четко не определяются и пересекаются между собой, т.е. при одних и тех же геолого-промысловых условиях, как правило, можно применять разные способы эксплуатации с вариантами компоновки оборудования (в общем случае при их различной эффективности).

2. Классификация и типизация условий эксплуатации скважин в оао «Татнефть».

Классификация по глубине залегания

> 1400 м терригенный девон;

1000…1400 м карбонатный девон, бобриковский и тульский горизонт, турнейский ярус;

600…1000 м верейский горизонт, башкирский ярус;

< 600 м пермские отложения.

Классификация скважин по дебиту жидкости

Среди скважин, эксплуатирующих девонские отложения, выделяются две группы: среднедебитные (до 35 м³ /сут) и высокодебитные (от 35 до 85 м³ /сут).

Для верхних горизонтов максимальные дебиты скважин по жидкости составляют:

• для турнейского яруса » 10...15 м³ /сут;

• для бобриковского горизонта » 50...60 м³ /сут;

• для башкир-верейских отложений » 10...15 м³ /сут.

• скважины, эксплуатирующие верхние горизонты (за исключением ряда скважин, эксплуатирующих бобриковский горизонт), относятся к группе среднедебитных

В группу малодебитных входят скважины с дебитом до 5 м³ /сут при высоте подъема жидкости до 1400 м

3. Состав и свойства добываемой нефти различных продуктивных горизонтов оао «Татнефть».

4. 	Девон	Нижий карбон	Ср. карбон
   Глубина залегания, м	1700-1750	1100-1200	600-1000
   Вязкость нефти, мПа∙с	2,3-10 (4,5)	12-60 (30)	40-200 (60)
   Газ-й фактор м3/т	40-90 (54)	5-30 (10)	4-20 (8)
   Рнас, МПа	9,0	4,5	1-3 (2)
   Плот-ть нефти кг/м3	800-820	860-880	880-910
   плотн.пл-й воды	1020-1185	1010-1164	100-1140
   Рпл, МПа	15-19 (17)	8-12 (11)	6-10 (7,5)
   tпл, 0С	35-42 (40)	23-27 (25)	20-24 (22)

   Классификация скважин и типизация условий эксплуатации скважин по промысловым данным.

1.по вязкости: маловязк 0-10 мПа∙с, вязкая 10-30, высвязкая >30; 2. По плотн легк <0,870 г/м³, сред 0,87-0,9: тяж >0,9; 3.по содерж серы малосернист <0,5%, сернис 0,5-2, выссерн >2; 4. по содерж парафина безпараф <1%, малопар 1-2, параф >2; 5. По содер смол и асфальт малосмол <5%, смолис 5-15, высокосмол >15.

Осн-ми нефтесод-ми комплексами в недрах РТ явл-ся:

1. терригенные отложения верхнего и среднего девона (нефть маловязкая, парафинистая нефть),

2. терригенные и карбонатные отложения нижнего карбона (нефть сернистая),

3. карбонатно-терригенные отложения среднего карбона (нефть высоковязкая, высокосернистая).

	Девон	Нижий карбон	Ср. карбон
Глубина залегания, м	1700-1750	1100-1200	600-1000
Вязкость нефти, мПа∙с	2,3-10 (4,5)	12-60 (30)	40-200 (60)
Газ-й фактор м3/т	40-90 (54)	5-30 (10)	4-20 (8)
Рнас, МПа	9,0	4,5	1-3 (2)
Плот-ть нефти кг/м3	800-820	860-880	880-910
плотн.пл-й воды	1020-1185	1010-1164	100-1140
Рпл, МПа	15-19 (17)	8-12 (11)	6-10 (7,5)
tпл, 0С	35-42 (40)	23-27 (25)	20-24 (22)