- •1. Основні нафтогазовидобувні райони України. Поточний стан і перспективи розвитку нафтової і газової промисловості України.
- •2. Типи гірських порід. В яких породах залягають нафта і газ?
- •3. Що розуміють під поняттям "колектор нафти і газу". Які є види колекторів?
- •4. Охарактеризуйте поняття "пористість гірських порід". Щохарактеризує пористість, які є види пористості?
- •5. Охарактеризуйте поняття "проникність гірських порід". В яких одиницях
- •6. Що розуміють під природним резервуаром? Які є типи природних резервуарів?
- •7. Охарактеризуйте поняття “поклад нафти і газу”. Які є типи покладів нафти і газу?
- •8. Охарактеризуйте поняття “поклад нафти і газу” і “родовище нафти і газу”
- •9. Охарактеризуйте склад пластової нафти.
- •10. Охарактеризуйте склад природного газу.
- •11. Охарактеризуйте послідовність робіт з пошуку і розвідки родовищ нафти і газу
- •12. Охарактеризуйте геофізичні і геохімічні методи розвідки родовищ нафти і газу
- •1З.Охарактеризуйте поняття "конструкція свердловин" і призначення окремих елементів конструкції свердловин
- •14,17. Охарактеризуйте основні фізико-хімічні властивості нафти
- •15.Охарактеризуйте призначення і типи свердловин.
- •16.Що представляє собою свердловина? Як класифікують свердловини за
- •18. Охарактеризуйте основні фізико-хімічні властивості природного газу
- •19. Охарактеризуйте процес буріння свердловини. Які він включає операції?
- •20. Охарактеризуйте способи буріння свердловин.
- •21. Охарактеризуйте бурильний інструмент для буріння свердловин
- •22. Що представляє собою буровий розчин, для чого він призначений?
- •23. Охарактеризуйте типи бурових доліт для буріння свердловиню
- •24. Охарактеризуйте поверхневе обладнання для буріння свердловин. ??????????????????????
- •25. Що Ви розумієте під поняттям “освоєння свердловин”? Охарактеризуйте способи освоєння свердловин.
- •27. Охарактеризуйте обладнання стовбура нафтових свердловин.
- •28. Охарактеризуйте обладнання стовбура газових свердловин і призначення насосно-компресорних труб.
- •29. Охарактеризуйте обладнання гирла газових свердловин.
- •30. Охарактеризуйте обладнання гирла нафтових свердловин при фонтанній і газліфтній експлуатації.
- •31. Охарактеризуйте режими розробки нафтових родовищ.
- •32. Охарактеризуйте режими розробки газових і газоконденсатних родовищ на виснаження. Стр.218
- •33. Що Ви розумієте під поняттям “коефіцієнт нафтовилучення”? Які він може мати значення при різних режимах розробки нафтових родовищ?
- •34. Охарактеризуйте методи підвищення коефіцієнта нафтовилучення нафтових родовищ. 281ст.
- •35. Що Ви розумієте під поняттям “коефіцієнт газовилучення”? Які він може мати значення при різних режимах розробки газових і газоконденсатних родовищ на виснаження?
- •36. Підвищення коефіцієнта конденсатовилучення газоконденсатних родовищ.
- •37,38,39 Дайте характеристику способів експлуатації нафтових свердловин і умови їх застосування.
- •Фонтанна експлуатація нафтових свердловин
- •Компресорна експлуатація свердловин
- •За допомогою штангових свердловинних насосних установок
- •Експлуатація нафтових свердловин зануреним відцентровим насосом
- •40 Охарактеризуйте спосіб експлуатації нафтових свердловин штанговими насосними установками.
- •41 Охарактеризуйте спосіб експлуатації нафтових свердловин установками занурених відцентрових насосів.
- •42.Охарактеризуйте методи боротьби з корозією нафтогазопромислового обладнання
- •43. Охарактеризуйте методи боротьби з гідратоутворенням при експлуатації газових свердловин
- •44. Охарактеризуйте методи боротьби з обводненням нафтових і газових свердловин
- •45. Охарактеризуйте методи боротьби з солевідкладеннями при експлуатації свердловин
- •46 Охарактеризуйте методи боротьби з парафіновідкладеннями при експлуатації нафтових свердловин.
- •47. Охарактеризуйте задачі і методи дослідження свердловин.
- •48. Охарактеризуйте задачі і методику дослідження свердловин при стаціонарних режимах фільтрації
- •50. Охарактеризуйте гідравлічний розрив пласта
- •51. Охарактеризуйте кислотні оброблення привибійних зон свердловин
- •54. Охарактеризуйте технологічну схему промислового підготовлення продукції нафтових свердловин
- •57. Охарактеризуйте задачі і методи підземного і капітального ремонту свердловин
- •58. Охарактеризуйте задачі та особливості підземного зберігання газу
- •59. Охарактеризуйте схеми збирання нафти на промислах
36. Підвищення коефіцієнта конденсатовилучення газоконденсатних родовищ.
Методи збільшення газовіддачі. Коефіцієнт кінцевої газовіддачі при газовому режимі залежить від геологічної характеристики родовища ( глибина залягання, колекторські властивості і ступінь неоднорідності продуктивних пластів), умов розробки родовища (темп відбору газу, система розміщення свердловин, необхідний тиск для подачі газу споживачеві) і техніко-економічних умов (відстань до споживача, вимоги до кондиції газу тощо). Ці фактори впливають на кінцевий дебіт свердловини (економічно рентабельну межу річного видобутку газу з родовища). На коефіцієнт газовіддачі найбільш істотно впливає геологічна характеристика родовища. Коефіцієнт уЗгкіи зменшується з ростом глибини залягання газоносних відкладів, (а отже, і з ростом початкового пластового тиску), зі збільшенням ступеня неоднорідності колек-торських властивостей пластів у плані та розрізі, погіршенням продуктивної характеристики родовища (зниженням проникності порід і початкового дебіту свердловини) і у випадку деформації колекторів при зниженні пластового тиску в процесі відбору газу, що супроводжується зменшенням їх фільтраційних властивостей.
Коефіцієнт кінцевої газовіддачі можна регулювати вибором певних значень технологічних параметрів, які характеризують процес розробки родовища. Аналіз даних родовищ України і Російської Федерації показує, що промислова газовіддача збільшується з ростом сумарного відбору газу на кінець періоду постійного видобутку і зменшенням темпу зниження річного відбору газу в період спадання видобутку. Кількість газу, видобутого з родовища на кінець періоду постійного видобутку буде тим більша, чим вищий темп відбору газу в даний період і його тривалість. Значення цих параметрів вибирають, виходячи з техніко-економічних міркувань. Основними напрямками підвищення коефіцієнта кінцевої газовіддачі родовища при газовому режимі є зменшення кінцевого пластового тиску і заміщення частини залишкового газу в пористому середовищі рідкими або газоподібними агентами
37,38,39 Дайте характеристику способів експлуатації нафтових свердловин і умови їх застосування.
В нашій країні застосовують наступні способи експлуатації нафтових свердловин:
1) Фонтанна експлуатація;
2) Компресорна;
3) Насосна яка в свою чергу поділяється на:
а) експлуатація свердловин штанговими глибинними насосними установками (ШГНУ);
б) експлуатація свердловин зануреними відцентровими насосами.
Фонтанна експлуатація нафтових свердловин
Явище підйому нафти у свердловині з видою на поверхню під дією пластової енергії називається фонтануванням, а спосіб експлуатації – фонтанним.
Практика експлуатації свердловин показує, що в переважній більшості випадків фонтанування відбувається одночасно за рахунок гідростатичного напору та енергії газу, що розширяється. В таких фонтанних свердловинах при вибійна зона заповнена тільки нафтою з розчиненим в ній газом, тобто одною фазою. По мірі підйому нафти в свердловині у напрямку гирла тиск зменшується, і коли він стає рівним тиску насичення, із нафти починає виділятися розчинений газ, тобто друга фаза.
Двохфазний потік ділять на три основних режими руху:
1) режим піни (Мал. 1а), при якому бульбашки газу більш або менш рівномірно розподілені в потоці нафти;
2) „чіт очний” режим (Мал. 1б), коли газ що розширюється утворює в потоці нафти великі бульбашки;
3) режим „туману” ( Мал. 1в), при якому потік газу рухається по центру труби і захоплює за собою краплини нафти.
На практиці зустрічаються всі три види руху двофазного потоку. В деяких свердловинах всі ці режими можуть існувати одночасно, в нижній частині свердловини перший режим, в середній частині – другий, а в приустьовій частині – третій.
Обладнання фонтанних свердловин включає наземне та підземне обладнання відносять насосно-компресорні труби (НКТ). Вони являють собою труби невеликих діаметрів – 60, 73, 89 мм довжиною 5 – 10 м, які з’єднуються між собою за допомогою муфт. НКТ спускають всередину експлуатаційної колон, по них виконується підйом нафти на поверхню. НКТ використовують при всіх способах експлуатації свердловин.