Перечень зачетных вопросов

По дисциплине «Разработка нефтяных и газовых месторождений»

 

1. Типы горных пород по способу образования.

2. Гранулометрический состав горных пород.

3. Пористость горных пород.

4. Проницаемость горных пород.

5. Удельная поверхность горных пород.

6. Механические свойства горных пород.

7. Нефть, элементарный состав нефти.

8. Нефть, групповой состав нефти.

9. Нефть, фракционный состав нефти.

10. Плотность нефти и способы её измерения.

11. Вязкость нефти и способы её измерения.

12. Давления насыщения и газовый фактор.

13. Пластовый нефтяной газ и его свойства.

14. Свойства нефти в пластовых условиях.

15. Отбор проб пластовой нефти.

16. Пластовые воды, их свойства и классификация.

17. Молекулярно-поверхностные явления при движении многофазных систем.

18. Виды гидродинамического несовершенства скважин.

19. Режим работы нефтяной залежи.

20. Нефтеотдача пласта.

21. Режим работы газовых и газоконденсатных залежей.

22. Эксплуатационный объект. Системы одновременной и последовательной разработки объектов.

23. Стадии разработки нефтяных месторождений.

24. Периоды разработки газовых месторождений.

25. Системы разработки месторождений.

26. Виды заводнения для поддержания пластового давления.

27. Источники водоснабжения и требования, предъявляемые к нагнетаемой в пласт воде.

28. Проектирование разработки месторождений.

29. Контроль процесса разработки месторождений.

30. Регулирование процесса разработки месторождений.

31. Анализ разработки месторождений.

32. Методы исследования скважин. Исследование скважин при установившихся режимах эксплуатации скважин.

33. Методы исследования скважин. Исследование скважин при неустановившихся режимах эксплуатации скважин.

34. Исследование нагнетательных скважин.

35. Гидропрослушивание пластов.

36. Оборудование и приборы для исследования.

37. Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи пласта.

38. Тепловые методы повышения нефтеодачи пласта.

39. Газовые методы повышения нефтеотдочи пласта.

40. Физико-химические методы повышения нефтеотдачи пласта.

41. Микробиологические воздействия на пласт.

42. Вибросейсмические воздействия на пласт.

Вопросы для зачета 3ий курс 6ый семестр.

1. Значение нефти и газа в топливно-энергетических ресурсах страны.

2. Классификация пород-коллекторов по происхождению.

3. Типы пород-коллекторов в зависимости от наличия в них пустот.

4. Гранулометрический состав горных пород, способы его определения.

5. Пористость горных пород: виды, определение, пределы измерения пристости.

6. Нефтегазоводонасыщенность коллекторов, способы определения.

7. Виды проницаемости горных пород. От каких параметров и факторов зависит проницаемость?

8. Количественная характеристика проницаемости горных пород. Закон Дарси.

9. Лабораторные методы определения проницаемости.

10. Удельная площадь поверхности горных пород.

11. Карбонатность горных пород.

12. Влияние физико-химических свойств горных пород на разработку нефтяных месторождений.

13. Тепловые свойства горных пород.

14. Характеристика элементарного и фракционного состава нефти.

15. Характеристика группового состава нефти, его влияние на товарные качества нефти.

16. Понятие, измерение, пределы изменения плотности нефти.

17. Понятие, виды, количественная характеристика вязкости нефти.

18. Лабораторные методы определения вязкости нефти.

19. Состав нефтяного газа. Определение молекулярной массы и относительной плотности газа.

20. Уравнение состояние газа. Коэффициент сжимаемости газа.

21. Физические свойства нефтяного газа: теплота сгорания, теплоемкость, взрываемость, плотность, вязкость.

22. Диаграмма состояния чистого газа, ее интерпретация.

23. Итерпретация диаграммы состояния многокомпонентного газа. Практическое применение диаграмм.

24. Понятие о пластовом и забойном давлениях. Способы их определения в нефтяных и газовых скважинах.

25. Понятие, определение приведенного пластового давления.

26. Пластовая температура. Оценка величины пластовой температуры.

27. Давление насыщения. Газовый фактор. Влияние этих параметров на фазовое состояние углеводородов в залежи.

28. Понятие, количественная характеристика, определение коэффициента растворимости. Факторы, влияющие на растворимость газа в нефти.

29. Понятие, количественная характеристика, определение объемного коэффициента, коэффициентов усадки и сжимаемости нефти.

30. Плотность и вязкость нефти в пластовых условиях.

31. Отбор проб пластовой нефти.

32. Исследование проб пластовой нефти.

33. Классификация пластовых вод. Значение излучения свойств пластовых вод при разработке месторождений.

34. Состав и свойства пластовых вод. Содержание связанной воды в нефтяной залежи.

35. Влияние поверхностных явлений на движение жидкостей и газов в пористых средах.

36. Поверхностное натяжение на границе раздела фаз.

37. Смачивание твердых тел жидкостью. Капиллярные эффекты.

38. Образование, стойкость нефтяных эмульсий.

39. Источники и характеристика пластовой энергии. Силы сопротивления движению нефти по пласту.

40. Механизм вытеснения нефти из пласта за счет напора вод.

41. Механизм вытеснения нефти за счет энергии газа.

42. Характеристика упругого режима работы залежей.

43. Характеристика гравитационного режима залежей. Смешанные режимы.

44. Источники энергии и режимы работы газовых и газоконденсатных месторождений.

45. Показатели нефтеотдачи. Факторы, влияющие на конечный коэффициент нефтеотдачи.

46. Газоконденсатоотдача пластов.

47. Понятие объекта разработки. Условия выделения объектов самостоятельной разработки.

48. Понятие системы разработки, рациональной системы разработки. Критерии рациональной системы разработки.

49. Стадии разработки нефтяных и газовых месторождений.

50. Классификация и характеристика систем разработки.

51. Порядок проектирования разработки месторождений.

52. Содержание основных проектных документов.

53. Особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

54. Контроль, анализ и регулирование процесса разработки месторождений.

55. Характеристика основных показателей разработки месторождений.

56. Виды исследования скважин. Цели и задачи исследования скважин и пластов.

57. Технология исследования скважин при установившихся режимах фильтрации.

58. Технология исследования скважин при неустановившихся режимах фильтрации.

59. Обработка данных исследования скважин при установившихся режимах фильтрации.

60. Обработка данных исследования при неустановившихся режимах фильтрации.

61. Интерпретация кривых восстановления давления.

62. Особенности исследования нагнетательных скважин.

63. Особенности исследования нагнетательных скважин.

64. Профили притока и поглощения пластов добывающих и нагнетельных скважин, их практическое применение.

65. Исследование пластов, Гидропрослушивание пластов.

66. Назначение, принципиальное устройство, основная характеристика приборов для измерения расходов жидкости в скважине.

67. Классификация, принципиальное устройство, техническая характеристика глубинных манометров.

68. Техника безопасности при исследовании скважины.

69. Условия эффективного применения подержание пластового давления.

70. Условия применения, размещения нагнетательных скважин при законтурном и приконтурном заведении.

71. Условия применения, разновидности, размещение нагнетельных скважин при внутреннем заведении.

72. Источники водоснабжения. Влияние качества закачиваемой воды на нефтеотдачу пласта.

73. Классификация, назначение методов увеличения нефтеотдачи пласта.

74. Сущность, преимущества гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи пластов.

75. Механизм воздействия, области применения, технология по механизму образования

76.

 

 

 

 

Башмак – нижняя точка НКТ.

 

ГЛОССАРИЙ

Приложение

Газовый фактор – отношение количества выделившегося газа (м3), приведенного к атмо- сферному давлению и температуре 20°С, к количеству нефти (в тоннах или в кубических метрах), замеренного в этих условиях. Численное значение его зависит от степени насы-щенности нефти растворенным в ней газом, от условий формирования и залегания нефтя- ных месторождений, может меняться в процессе разработки месторождений.

Гидростатическое давление – давление столба жидкости на некоторой глубине.

Глубина скважины – расстояние по проекции оси ствола на вертикаль ее глубины.

Давление насыщения – давление, ниже которого начинается выделение из нефти (жидкости) первых пузырьков растворенного в ней газа.

Давление пластовое (pressurehead) – давление, под которым находится жидкость и/или газ в пласте-коллекторе; определяется гидростатическим, геостатическим, избыточным и др. вида-ми давлений.

Депрессия – разность между давлением на контуре питания и на забое скважины.

Добыча (extraction, recovery, operationofdeposit) – извлечение полезных ископаемых из место- рождения.

Концентрация i-го компонента смеси газа – отношение количества этого компонента а_i, измеренное в определенных единицах, к количеству всей смеси, измеренному в этих же единицах.

Коэффициент растворимости газа α (коэффициент Генри) показывает, какое количество газа (V_г) растворяется в единице объёма жидкости (V_ж) при увеличении давления на еди-ницу. Коэффициент растворимости попутных нефтяных газов в нефти изменяется в широ- ких пределах и может превышать 5∙ 10–5 Па^–1

Молярная (мольная) доля (Ni) компонента в составе газа – отношение числа молей i-го компо-нента(ni) к общему числу молей в системе:

Нефть (petroleum, oil) – природная смесь от светло-коричневого до черного цвета, состоящая пре-имущественноиз углеводородных соединений метановой (C_nH_2n+2)‚ нафтеновой (C_nH_2n) и аро- матической (C_nH_2n-2) групп, которые в пластовых и в стандарьных условиях находятся в жид- кой фазе. Кроме них в нефти присутствуют cернистые, азотистые, кислородные соединения, металлоорганические комплексы; сера присутствует как в свободном состоянии, так и в виде различных соединений. Свойства нефтейв пластовых условиях существенно отличаются от их свойств в стандартных условиях. Концентрация редких металлов (ванадия, титана, никеля и др.)внекоторыхвысокосмолистыхнефтяхможетдостигатьпромышленныхзначений.

Нормальные условия (физ. условия): T = 0°C (273 K); Р = 101235 Па.

Оптимальный режим – процесс подъема жидкости за счет энергии сжатого газа происходит с максимальным коэффициентом полезного действия (КПД) и минимальным значением R_ог.

Пластовые условия (reservoirconditions) – физические и химические характеристики углеводо-

родов в пласте.

Плотность – количество покоящейся массы, заключенной в единице объема.

Попутный нефтяной газ (ПНГ) – смесь газов, выделяющаяся из углеводородов любого фа-зового состояния, состоящая из метана, этапа, пропана, бутана и изобутана, содержащая растворенные в ней высокомолекулярные жидкости (от пентанов и выше по росту гомо- логического ряда).

Растворимост ь – это способность вещества образовывать с другими веществами растворы.

Скважина (well, встречается - test) – цилиндрическая горная выработка, сооружаемая без досту-па в нее человека и имеющая диаметр во много раз меньше длины (диаметр более 75 мм); начало скважины называется устьем, цилиндрическая поверхность – стенкой или стволом, дно –забоем.

Стандартные условия (standardconditions) – условия на поверхности (в отличие от пластовых), которые влияют на объем и массу продуктов. В разных странах они различаются. В РФ С. у. - 0,1 МПа, 20°С‚ вЕвропе - 101 кПа, 15 °С.

Сырая нефть – углеводороды в жидком состоянии при нормальном атмосферном давлении, а также все типы углеводородов и битумов (включая асфальты и озокериты) в их естественном состоянии.

Удельный расход газа – отношение объёмного расхода газа к объёмному расходу жидкости, м3/м3.

Флюид – любое вещество, поведение которого при деформации может быть объяснено закона-ми механики жидкостей и газов; обобщающий термин для обозначения перемещающихся в земной коре углеводородов, газов, воды (растворов, рассолов).

Эффективный газовый фактор – средний объём свободного газа на участке НКТ, где дви-жется газожидкостная смесь, приходящая на единицу массы жидкости.