- •1.Общие сведения о нефтегазовых операциях.
- •2. Способы бурения скважин.
- •3. Классификация скважин
- •1. Назначение и состав бурильной колонны.
- •2. Цели и способы бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин
- •3. Кустовые размещение скважин.
- •4.Многозабойные и многоярусные скважины.
- •1. Горные породы, слагающие разрез нефтяных и газовых месторождений.
- •2.Механические свойства горных пород.
- •3.Классификация породоразрушающих инструментов.
- •1. Долото для бурения сплошным забоем и с отбором керна
- •Породоразрушающий инструмент для отбора керна
- •2. Снаряды для колонкового бурения.
- •3. Буровые долота специального назначения.
- •1. Буровые установки для глубокого бурения на нефть и газ, основные характеристики и классификация.
- •2. Приводы буровых установок.
- •1. Оборудование для вращательного бурения и спускоподъемных операций.
- •Параметры и комплектность циркуляционных систем
- •3. Противовыбросовое оборудование.
- •1. Особенности разработки морских месторождений нефти и газа.
- •2. Инженерно-геологические изыскания.
- •3. Искусственные острова.
- •1. Функций бурового раствора.
- •2. Требования к буровым растворам.
- •3. Типы и рецептуры буровых растворов.
- •1. Функция и режимы промывки скважин.
- •2. Требования к режиму промывки скважин.
- •3. Расчет режимов промывки скважин.
- •1. Система подготовки бурового раствора.
- •2. Регулирование содержания и состава твердой фазы в буровом растворе.
- •3. Средства контроля и управления процессом промывки скважин.
- •1. Понятие о режимах бурения его параметрах и показателях работ долот.
- •2. Влияния параметров режима бурения на механическую скорость проходка нового долота.
- •1. Влияния параметров режима бурения на износ долота и показатели его работы. Х
- •2. Специфические особенности режимов вращательного бурения. Х
- •3. Рациональная отработка долот.
- •1. Воздействие промывочной жидкости на продуктивный пласт.
- •2. Способы первичного вскрытия продуктивных пластов. Х
- •3. Технология опробования перспективных горизонтов.
- •2. Цели и способы крепления скважин.
- •3.Принципы проектирования конструкции скважины.
- •1. Обсадные трубы и их соединения. Условия работы обсадной колонны в скважине.
- •2. Принципы расчета обсадных колонн.
- •3 Задача и способы цементирования скважин.
- •1. Подготовка скважин к освоению.
- •2. Вторичное вскрытие продуктивного пласта перфорацией.
- •3. Виды перфорации и их эффективность.
- •1. Классификация осложнений.
- •2. Поглощение промывочной жидкости и тампонажного раствора.
- •1. Причины, виды аварий и меры по их предупреждению.
- •2 Ловильный инструмент и работа с ним.
- •1. Информационное обеспечение процесса бурения с применением компьютерной техники и спутниковой связи.
- •1.Приборы и аппаратура для контроля параметров режима бурения.
- •1. Телеметрические системы контроля забойных параметров.
- •1. Физические и тепловые свойства горных пород.
- •Тепловые свойства горных пород
- •Коэффициент линейного расширения пород уменьшается с ростом плотности минералов.
- •2. Состав и физические свойства природных газов и нефти.
- •1. Фазовое состояние углеводородных систем. Х
- •Фазовые переходы в нефти, воде и газе
- •2. Пластовые воды и их физические свойства.
- •3. Молекулярно-поверхностные свойства системы «нефть-газ вода порода».
- •Источники пластовой энергии
- •Силы, действующие в залежи
- •Поверхностные явления при фильтрации пластовых жидкостей и причины нарушения закона дарси
- •Общая схема вытеснения из пласта нефти водой и газом
- •Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования залежи
- •Роль капиллярных процессов при вытеснении нефти водой из пористых сред
- •Зависимость нефтеотдачи от скорости вытеснения нефти водой
- •1. Породы коллекторы, их фильтрационные свойства
- •Линейная фильтрация нефти и газа в пористой среде
- •1.. Нефте-, газо-, водонасыщенность коллекторов.
- •2. Пластовые нефти и газы.
- •1. Газоконденсаты и газогидраты.
- •1. Цели искусственного воздействия на пласт.
- •2. Методы воздействия на пласт с целью интенсификации добычи нефти.
- •1. Классификация способов воздействия на призабойную зону скважин.
- •С карбонатом:
- •Физико-химические методы воздействия на призабойную зону пласта
- •Тепловые методы воздействия на пласт
- •Механические методы воздействия на пласт
- •1. Стадии разработки месторождения.
- •2. Способы эксплуатации скважин.
- •1. Фонтанный способ эксплуатации
- •2. Условия фонтанирования и возможные методы его продления.
- •3. Погружные электроцентробежные насосные установки и их классификация
- •1. Фонтанная арматура.
- •2. Запорные устройства фонтанной арматуры.
- •1. Манифольд фонтанных скважин.
- •2. Состав оборудования при газлифтной эксплуатации скважин.
- •2. Станки качалки.
- •2. Учет продукции скважины
- •1. Промысловые трубопроводы.
- •2. Сепарация нефти.
- •1. Подготовка нефти на месторождениях.
- •2. Нефтяные резервуары.
- •1.Исследование скважин и обоснование технологического режима эксплуатации.
- •1. Сбор и подготовка газа на промысле
- •1. Сезонная и суточная неравномерность потребления газа.
- •2. Цели и преимущества подземного хранения газа.
- •2. Хранение газа в истощенных или частично выработанных газовых и газоконденсатных месторождениях.
- •1. Подземное хранение газа в водоносных структурах.
1.. Нефте-, газо-, водонасыщенность коллекторов.
Поровое пространство пород-коллекторов нефтяных и газовых месторождений, как правило, заполнено углеводородами частично. Часть порового пространства занимает так называемая связанная вода. Большинство нефтяных и газовых месторождений приурочено к осадочному комплексу пород, сформировавшихся в морских или полуконтинентальных условиях. До появления в этих коллекторах нефти и газа они были полностью или частичнозаполнены водой. Процесс формирования залежей углеводородов сопровождался вытеснением воды из пор, каверн и трещин.
Содержание остаточной воды обычно выражают в процентах от суммарной емкости пор. Оно может меняться от первых единиц до 70 %и более. В большинстве хорошо проницаемых песчано-алевритовых коллекторов содержание остаточной воды составляет 15-25 %.
Количество остаточной воды в породах-коллекторах зависит от многих факторов. Важнейшие из них: минеральный состав, структура порового пространства, минеральный состав и количество глинистого цемента, карбонатность терригенных коллекторов, содержание поверхностно-активных веществ в нефтях.
Менее изученными факторами, влияющими на содержание остаточной воды в породах-коллекторах, являются время формирования последних и время образования в них нефтяных и газовых залежей.
Существует довольно много способов определения остаточной водонасыщенности породы-коллектора. В лабораторных условиях применяются следующие.
1.Способ, основанный на определении потери массы исследованного образца после экстрагирования и просушки его при температуре 105-107°С и на определении объема отогнанной из него или из смежного образца воды при кипячении их в растворителе с температурой кипения до 110°С. Погрешность метода не превышает 2 %.
2.Способ центрифугирования, при котором экстрагированный и полностью высушенный образец насыщается водой, которую затем вытесняют с помощью центрифуги при частоте вращения4400-31500об/мин.
3.Хлоридный метод, основанный на представлении о том, что минерализация погребенной воды в данной нефтяной или газовой залежи постоянна. Исходя из этого, зная минерализацию керна, т.е. содержание в нем хлоридов, можно установить истинную его водонасыщенность.
4.Метод полупроницаемой мембраны, основанный на отжатии свободной воды силами капиллярного давления с сохранением в образце породы остаточной воды.
5.Метод ртутной капиллярометрии, который заключается в нагнетании ртути в керн с одновременным измерением капиллярных давлений.
Применяются также и многие другие лабораторные методы. В промысловых условиях для определения остаточной водонасыщенности широко распространен метод низкочастотной электрометрии, или электрический каротаж. Метод основан на том, что электропроводность породы коллектора зависит от количества и минерализации насыщающей его воды. По результатам геофизических исследований против испытуемых пластов определяют петрофизическую характеристику.
Используя данные лабораторных определений остаточной водонасыщенности керна и петрофизические характеристики породы- коллектора, для этих же интервалов строят оценочные зависимости, с помощью которых далее находят остаточную водонасыщенность (нефтенасыщенность), используя только результаты геофизических исследований.
При обобщении результатов исследования величины остаточной водонасыщенности обычно сопоставляют с проницаемостью как с параметром, наиболее полно отражающим влияние гранулометрического состава и текстурно-структурных свойств породы коллектора.
П.Джонс для ориентировочного представления о содержании связанной воды рекомендует пользоваться графиком (рис. 23).
Для конкретных пород коллекторов с межзерновой пористостью можно пользоваться зависимостью между проницаемостью и остаточной водонасыщенностью. Для различных отложений она различна (рис.24).
Оба примера показывают, что при меньших значениях абсолютной проницаемости наблюдается наибольшая остаточная водонасыщенность, и наоборот.
Для практической цели удобны статистические зависимости коэффициента остаточной водонасыщенности от величины относительной глинистости Орд.Величину относительной глинистости можно определить на любой стадии разработки месторождения, а следовательно, на любой стадии можно найти остаточную водонасыщенность и начальную нефтегазонасыщенность коллектора.
4 70 •100 1000 Проницаемость, •
Рис.23.Зависимость между остаточной водонасыщенностью и проницаемостью для пород-коллекторов различного типа (по Джонсу, 1946):
1 -пески мелкозернистые; 2 -пески сред-незернистые; 3 -лески крупнозернистые;
известняки и доломиты
Рис.24.Зависимость содержания остаточной воды от проницаемости для различных нефтегазоносных пород (по А.А. Ханину): 1 -алевролиты абазин-ской свиты Ахтырско-Бугундырского нефтяного месторождения: 2 -алевриты ха-думского продуктивного горизонта Северо-Ставропольского газового месторождения: 3 -песчаники угерской свиты газовых месторождений Угерско и Бильче-Волица; 4 -модели песков кварцевых; 5 -алевролиты свиты медистых песчаников Шебелинского газового месторождения; 6 -песчаники мелкозернистые продуктивных горизонтов мела Газлинского газового месторождения; 7 -песчаники мелкозернистые газоконденсатного месторождения Русский хутор; 8 -песчаники мелкозернистые Усть-Балыкского и Мегионского нефтяных месторождений; 9 -песчаники мелкозернистые мотской свиты Марковского газоконденсатного месторождения; 10 -песчаники средне- и мелкозернистые газовых месторождений Байрамапи и Майского; 11 -рифовые пермские газоносные известняки ишимбайского типа