- •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. Цели искусственного воздействия на пласт.
Исходя из анализа управляемых факторов, можно построить классификацию методов искусственного воздействия как на пласт в целом, так и на призабойную зону каждой конкретной скважины.
По принципу действия все методы искусственного воздействия делятся на следующие группы:
1. Гидрогазодинамические.
2. Физико-химические.
3. Термические.
4. Комбинированные.
Среди методов искусственного воздействия на пласт наибольшее распространение получили гидрогазодинамические методы, связанные с управлением величиной пластового давления путем закачки в залежь различных флюидов. Сегодня более 90% добываемой в России нефти связано с методами регулирования пластового давления путем закачки в залежь воды, называемыми методами поддержания пластового давления (ППД) заводнением. На ряде месторождений ППД осуществляется закачкой газа.
Неоднородная структура пород коллектора приводит к неравномерной нефтеотдаче различных по проницаемости зон. На поздней стадии разработки возникает проблема искусственного воздействия с целью извлечения запасов, находящихся в слабопроницаемых зонах и в невыработанных участках. Для этого используются различные методы. Одним из них является недавно разработанный на НВП "Геоакустик" метод сейсмоакустического воздействия.
Сейсмоакустическое воздействие на пласт с целью повышения нефтеотдачи заключается в возбуждении упругих колебаний в скважине (добывающей, нагнетательной или пьезометрической) против продуктивного пласта в течении длительного времени (до 15 суток). От акустического и сейсмического воздействия оно отличается диапазоном излучаемых частот, занимая промежуточное положение (20 – 3000 Гц). Акустическое воздействие (частоты 10 – 30 кГц) предназначено для очистки призабойной зоны (ОПЗ), сейсмическое воздействие (20 – 40 Гц) осуществляется, в основном, с поверхности и решает те же задачи, что и сейсмоакустическое. Однако основная область воздействия при этом находится в верхней части разреза и поэтому оно является менее эффективным для глубин залегания пластов больше 1000 м. Кроме того, диапазон сейсмоакустических частот оказывается более благоприятным для воздействия. Как было установленно в НВП "Геоакустик" основной эффект воздействия связан с изменением трещиноватости во время воздействия и после него
Как известно, разработка нефтегазоконденсатных залежей на режиме истощения пластовой энергии, то есть без искусственного воздействия на продуктивные пласты, приводит к падению пластового давления, вследствие чего из залежей извлекается не более 15—25% находящейся в них нефти и теряется ценнейший продукт — конденсат. Поэтому в основе современных способов нефтедобычи лежит не просто отбор нефти, неприменение искусственного воздействия на пласты, то есть нагнетание в них различных агентов — воды, природного газа, тех или иных растворов, химических продуктов, водяного пара, воздуха и др. Искусственное заводнение залежей позволяет поддерживать пластовое давление, извлекать из недр в среднем до 40—50% нефти и улучшать условия эксплуатации скважин.
В настоящее время при разработке нефтяных месторождений в недра земли во всем мире нагнетается около 4 млрд.м3 воды (а извлекается из них более 6 млрд.м3 жидкости в год). Однако закачивание в пласты больших объемов воды приводит на практике к возникновению условий для выпадения неорганических солей (особенно сульфата бария и карбоната кальция) в пластах, скважинах и нефтепромысловом оборудовании. Это происходит вследствие нарушения термодинамического равновесия многокомпонентной многофазной системы, каковой является нефтяной пласт, вследствие несовместимости закачиваемой воды с пластовой водой, нефтью, газом и твердой породой коллектора. Отбор из недр земли больших объемов одной жидкости и нагнетание другой приводят к нежелательному изменению геологической среды и нарушению экологического равновесия.
Использование сжиженных углеводородных газов или легких углеводородных растворителей для вытеснения нефти из пластов приводит к выпадению в порах коллектора смол и асфальтенов. Применение в качестве вытесняющего агента двуокиси углерода и ряда других химических продуктов вызывает выпадение солей и повышенную коррозию в скважинах и нефтепромысловом оборудовании, может сопровождаться образованием сероводорода и связано с опасностью загрязнения окружающей среды.
Это далеко не полный перечень нежелательных последствий активного воздействия на нефтяной пласт и нарушения равновесного состояния пластовой системы. По-видимому, полностью исключить подобные последствия при разработке нефтяных пластов не удастся.