- •1. Основные этапы развития нефтяной и газовой промышленности (ссср, Россия, Республика Коми).
- •2. Понятие о нефтегазовой залежи.
- •9. Схема оборудования устья скважины для вызова притока.
- •10. Конструкция забоев скважин.
- •11. Назначение фильтров.
- •12. Классификация скважин по назначению.
- •13. Основные параметры, характеризующие систему разработки.
- •14. Системы разработки при отсутствии воздействия на пласт.
- •15. Системы разработки с воздействием на пласт.
- •16. Особенности размещения скважин при разработке газовых скважин.
- •17. Типы несовершенства скважин.
- •18. Приведенный радиус скважины.
- •19. Исследование скважин при установившихся режимах.
- •20. Индикаторные линии и коэффициент продуктивности.
- •21. Общее уравнение притока жидкости и газа к скважине.
- •22. Исследование скважин при неустановившемся режиме. Обработка квд.
- •23. Исследование газовой скважины.
- •24. Вывод формулы Дюпюи для нефтяных и газовых скважин.
- •25. Закон Дарси.
- •26. Понятие о фазовых и относительных проницаемостях.
- •27. Статический и динамический уровень.
- •28. Режимы эксплуатации залежи.
- •29. Энергия напора пластовых вод.
- •30. Энергия сжатого свободного газа.
- •31. Энергия упругости пластовой водонапорной системы.
- •32. Энергия напора, обусловленного силой тяжести нефти.
- •33. Смешанные режимы.
- •34. Механизм вытеснения нефти газом.
- •35. Баланс энергии в скважине.
- •36. Модель газожидкостного подъемника.
- •37. Теория подъема гжс.
- •38. Структура движения газожидкостных потоков в нкт и область их существования.
- •39. Фонтанная эксплуатация.
- •40. Осложнения в работе фонтанных скважин и способы их устранения.
- •41. Эксплуатация газовых скважин.
- •42. Эксплуатация газлифтным способом.
- •43. Методы увеличения кпд газлифтных скважин.
- •44. Эксплуатация скважин пэцн.
- •45. Эксплуатация скважин шгн.
- •51. Принцип подбора шгн к скважине.
- •52. Диаграмма Адонина.
- •53. Достоинства, недостатки и область применения шгн.
- •54. Площадное нагнетание воды.
- •55. Вытеснение остаточной нефти газом.
- •56. Форсированный отбор жидкости.
- •57. Термическое воздействие на пласт.
- •58. Шахтные методы добычи нефти.
- •59. Газо- и конденсатоотдача газовых и газоконденсатных залежей.
- •60. Методы воздействия на пзп.
- •61. Требования к методам вскрытия пласта.
- •62. Виды перфорации.
- •63. Технология и техника гпп.
- •64, 66. Освоение скважин, малодебитных скважин.
- •65. Особенности освоения газовых и нагнетательных скважин.
- •67. Подземный ремонт скважин.
- •68. Виды аварий.
- •70. Принципы обезвоживания и обессоливания нефти перед ее сдачей.
- •71. Утилизация попутного газа и воды.
- •72. Магистральный транспорт нефти и газа.
- •73. Принципы оценки запасов нефтяного и газового месторождения объемным методом.
- •74. Принципы определения сроков разработки месторождения.
- •75. Критерии рациональности системы разработки.
- •76. Исходные геологические данные для проектирования разработки.
1. Основные этапы развития нефтяной и газовой промышленности (ссср, Россия, Республика Коми).
В 1901 г. Росси занимала 1е место по добыче нефти в мире – 11,6 млн т (почти в 2 раза меньше, чем добывалось в РК в 1983 г.). До революции основной добывающий район – Баку.
До 1847 г. нефть добывалась в Баку с помощью бадей (деревянное ведро). В 1847 г. – была пробурена 1я в мире скважина на нефть, пробурил Семенов – ударное бурение.
В 1895 г. – роторное бурение изобретено в США.
1923 г. – турбинное бурение – Капелюшников. Позволяет бурить скважины наклонные и с горизонтальными стволами.
Максимальный объем добычи нефти в СССР – 630 млн т. в год вместе с газовым конденсатом и 435 млрд м3 газа.
Первый газовый завод в России был построен в Санкт-Петербурге в 1931 г.; получали светильный газ для освещения улиц.
Сейчас идет падение добычи нефти по России – 1 – 2% в год. После встречи Путина с нефтяниками было заключен консенсус: налог на добычу полезных ископаемых – налоговые льготы на новые месторождения.
Республика Коми.
Первые упоминания о нефти на р. Ухта относятся к 1692 г.
1745 г. – Прядунов построил нефтеперегонный заводик на р. Ухта.
1929 г. – на Ухту пришла геологическая экспедиция, за этот год получено 5 т нефти.
Под г. Ухта расположено крупное месторождение нефти на тер-ии нах-ся около 100 скважин.
Максимальная добыча в 1983 г. – 19,4 млн т.
Официально зарегистрированная добыча газа – 5 млн м3 в 1939 г.
Максимальная добыча в 1977 г. – 20,9 млрд м3. Связана с открытием и вводом в эксплуатацию в 1967 г. Вуктыльского месторождения.
Усинское месторождение: залежи легкой нефти (открыто в 1967 г.) и тяжелой пермокарбоновой (1962 г.). В настоящее время на пермокарбоновой залежи производится опытно-промышленная закачка пара в пласт. На пов-ти готовится пар в специальных установках (вода нагревается до 3000); этот пар закачивается в пласт, там разогревает высоковязкую нефть, существенно понижает ее вязкость. В результате дебиты увеличиваются в 3 с лишним раза и существенно увеличивается коэффициент извлечения нефти. Запасы залежи – 733 млн тонн.
В РК в настоящее время добывается 13-13,5 млн т нефти в год. Имеется 2 танкера по 70 тыс м3. В Северном Ледовитом океане построен варандейский терминал, который уходит на несколько десятков км в глубину.
По РК запасов нефти 6,25 млрд т, газа 0,81 триллиона м3. По структуре запасов РК занимает 2е место после каменного угля. Открыто более 150 месторождений на тер-ии РК или более 500 залежей.
2. Понятие о нефтегазовой залежи.
Залежи нефти и газа представляют собой естественное локальное промышленное скопление нефти и газа. Залежь образуется в той части резервуара, в которой устанавливается равновесие между силами, заставляющими перемещаться нефть и газ в природном резервуаре и силами, препятствующими этому перемещению.
Залежи делятся на:
- структурные;
- рифогенные;
- литологические;
- стратиграфические.
Нефть и газ насыщают пустоты между зернами, трещины и каверны пород, слагающих пласты.
3. Классификации месторождений по запасам.
<10 (млн т, млрд м3) – мелкие;
10 – 30 (млн т, млрд м3) – средние;
>30 (млн т, млрд м3) – крупные.
Основные запасы нефти и газа в РК характеризуются следующими показателями:
- глубина (1 – 3 км);
- плотность (<870 кг/м3 – легкие нефти);
- низко проницаемые коллектора;
- нефти сернистые (содержание серы 0,5 – 2%);
- нефти маловязкие (<10 мПа*с).
4. Условия образования нефти и газа.
1) способность горных пород к накоплению нефти и газа;
2) наличие над коллектором покрышки, непроницаемой для нефти и газа;
3) определенное положение коллектора в толще осадочных пород.
Нефть и газ насыщают пустоты между зернами, трещины и каверны пород, слагающих пласты.
5. Понятие о коллекторе.
Коллекторами могут быть: пески, песчаники, конгломераты, трещиноватые и кавернозные известняки и доломиты, иногда трещины и поры изверженных пород.
В качестве покрышки выступают: глины, глинистые сланцы.
6. Классификация запасов нефти и газа.
А, В, С1 – запасы промышленных категорий (разведанные).
С2 – предварительно оцененные.
С3 – перспективные.
Д1, Д2 – ресурсы (запасы низких категорий).
Перевод запасов из одной категории в другую происходит с помощью коэффициента подтверждаемости запаса.
7. Понятие об извлекаемых запасах.
ηнефти = 42 % (по России = 26%).
ηгаза = 95-98%.
8.Понятие о скважине и ее элементах.
Скважина – цилиндрическая горная выработка, вертикальная или наклонная, сооружение без доступа в него человека и имеющее диаметр много меньше длины.
Начало скважины – устье, дно скважины – забой, граница между выбуренным пространством и горной породой – стенка.
1. направление – предохраняет устье скважины от размыва промывочной жидкостью и направляет струю потока желоба.
2. кондуктор – обеспечивает устойчивость стенок скважины в верхнем интервале (500 – 600 м).
3. промежуточная колонна – служит для изоляции верхних водоносных горизонтов, нефтяных и газовых горизонтов, зон поглощения, зон обваливающихся пород и для обеспечения проводки скважины до интервала, заданного в геолого-техническом наряде.
4. эксплуатационная колонна – для извлечения нефти и газа и для закачки воды в пласт.
Если существуют все 4 колонны, то конструкция наз-ся двухколонной, а если 1, 2 и 4 – одноколонной.
Существуют 18 типоразмеров колонн: 114 – 508 мм.
Ходовые размеры: 146 и 168 мм.
Длина труб составляет 9,5 – 13 м.
Толщина стенки 5,2 – 16,7 мм.