- •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.
56. Форсированный отбор жидкости.
Исп-ся как завершающий этап эксплуатации при заводнении.
В конечном счете вода прорывается ко всем скважинам, но в пласте может оставаться значительное количество нефти, особенно в низкопроницаемых зонах. В таких условиях формирования отбора жидкости по всем скважинам путем увеличения градиентов давления и скорости в пласте способствует вовлечению в общее движение того флюида, который ранее не был вовлечен.
Форсируют отбор жидкости постепенно. Сначала увеличивают отборы на 30-50% и доводят до 2-4х кратного. Практика показывает, что наилучшие рез-ты можно получить на тех месторождениях и залежах, на которых обводненность составляет 75-85%.
Показателем эффективности процесса является стабилизация или повышение процентного содержания нефти в добываемой продукции. Повторное снижение процентного содержания нефти в продукции свидетельствует о необходимости завершения процесса. Отборы жидкости осуществляются с помощью электроцентробежных насосов, эрлифта, ШГН больших диаметров.
57. Термическое воздействие на пласт.
1. ВДОГ – внутрипластовый движущийся очаг горения (пример, месторождение Павлова гора, Краснодар);
2. горячие дымовые газы;
3. парогазовые смеси;
4. горячая вода (месторождение Узень, Казахстан);
5. перегретый пар (месторождение Оха, Сахалин, Ярега, Усинск);
6. вытеснение нефти пенами;
7. перевод нефти в залежи в газообразное состояние;
8. нагнетание прочих рабочих агентов (щелочное заводнение, мицеллярное заводнение, микробиологическое заводнение);
9. закачка углекислого газа с водой.
58. Шахтные методы добычи нефти.
Разработка нефтяных месторождений шахтным способом состоит из следующих основных этапов: вскрытия, подготовки и извлечения полезного ископаемого.
Вскрытие включает в себя проведение горных выработок, открывающих доступ с поверхности земли к шахтному полю.
Этап подготовки заключается в проведении выработок, разграничивающих вскрытые запасы нефти на участки, удобные для ее извлечения.
Для извлечения полезного ископаемого требуется проведение дополнительных (нарезных) выработок, обеспечивающих прямой доступ к полезному ископаемому (промежуточные и полевые штреки, буровые камеры, уклоны, ходки к ним).
Наибольшее значение шахтная добыча нефти приобретает в сочетании с тепловым воздействием на пласт при разработке залежей вязких нефтей благодаря плотной сети скважин, обеспечивающей лучшее прогревание пласта, чем при закачке теплоносителя с поверхности.
Роль этих факторов возрастает с увеличением температуры пласта. В результате его прогревания до 70 – 80°С вязкость нефти снижается, что создает условия для эффективного гидродинамического вытеснения ее из пористой среды.
Сущность рассмотренной технологии состоит в том, что прогревание продуктивного пласта осуществляют через систему нагнетательных скважин с подпластового (туффитового) горизонта, а сбор нефти — через систему пологонаклонных добывающих скважин, пробуренных в продуктивном пласте, из галереи.
59. Газо- и конденсатоотдача газовых и газоконденсатных залежей.
Коэффициент газоотдачи 95 (вытеснение газа водой и часть газа защемляется в низкопроницаемом коллекторе)– 98% (газонапорный режим).
Конденсатоотдача от 20 до 80%.