Тестовые вопросы

1. Что такое коэффициент продуктивности нефтяных скважин?

это ее дебит нефти, поделенный на разность пластового и забойного давлений, то есть на величину депрессии, производимой по разрабатываемым нефтяным пластам

2. Что такое скин-фактор?

гидродинамический параметр, характеризующий дополнительное фильтрационное сопротивление течению флюидов в околоскважинной зоне пласта, приводящее к снижению добычи (дебита) по сравнению с совершенной (идеальной) скважиной. Причинами скин-фактора являются гидродинамическоенесовершенство вскрытия пласта, загрязнение околоскважинной зоны, прочие нелинейные эффекты (турбулентное течение, разгазирование, сжатие скелета горной породы и т. д.).

3. Что такое абсолютная проницаемость?

Абсолютная проницаемость - проницаемость, характеризующая только физические свойства породы и определяемая при наличии в пористой среде одной какой-либо жидкости или газа, химически инертной по отношению к породе

4. Что такое фазовая проницаемость?

проницаемость породы для отдельно взятого флюида при наличии в ней многофазных систем

5. Что такое относительная фазовая проницаемость?

отношение эффективной проницаемости к некоторой базовой проницаемости (чаще всего к абсолютной)

6. В каких породах проводятся кислотные обработки для интенсификации дебитов?

Кислотные обработки (КО) скважин применяют для интенсификации дебитов скважин в карбонатных коллекторах, а так же в песчаных породах с содержанием карбонатов более 20% или с цементирующим материалом, состоящим из карбонатов кальция или магния

7. Для чего применяют кислотные ванны?

Кислотные ванны предпочтительно применять для очистки необсаженных фильтров скважин

8. В чем заключается технология ГРП?

Технология ГРП включает следующие операции: промыву скважины; спуск в скважину высокопрочных НКТ с пакером и якорем на нижнем конце; обвязку и опрессовку на определение приемистости скважины закачкой жидкости; закачку по НКТ в пласт жидкости-разрыва, жидкости-песконосителя и продавочной жидкости; демонтаж оборудования и пуск скважины в работу

9. Какими свойствами должна обладать жидкость разрыва используемая при ГРП?

Жидкость разрыва должна быть слабофильтрующейся и обладать высокой удерживающей способностью в отношении взвешенного в ней песка, что предупреждает возможность оседания его в цилиндрах насоса, элементах обвязки, трубах и на забое скважины

10. Что понимается под термином расклинивающие агенты?

Проппант предназначен для предотвращения смыкания трещины после окончания закачивания. Проппант добавляется к жидкости глу­шения и закачивается вместе с ней.

11. Какими свойствами должны обладать расклинивающие агенты используемые при ГРП?

Главный фактор, влияющий на конечный результат операции по разрыву, — это сохранение хорошо раскрытой трещины. Для того, что­бы поддержать проницаемость, созданную путем расклинивания, при­меняется расклинивающий агент. Расклинивающий агент должен обеспечивать и поддерживать проход с высокой проницаемостью для потока жидкости по направлению к стволу скважины.

12. Что понимается под технологией многократного гидроразрыва пласта?

Гидроравлический разрыв пластов- одно из эффективнейших средств воздействия на призабойную зону скважин. Это метод применяется для освоения скважин для повышения продуктивности нефтяных и газовых месторождений и для повышения поглотительной способности нагнетательных скважин, при изоляции пластовых вод и т. д.

13. Положительный скин-фактор означает …

Если ПЗП загрязнена, то приведенный радиус скважины будет меньше радиуса по долоту, скин - фактор положителен, фактическая продуктивность меньше потенциальной

14. Нулевой скин-фактор означает …

Проницаемость прискваженной зоны пласта не изменена или изменена незначительно (в пределах погрешности определения скин-фактора)

15. Отрицательный скин-фактор означает …

Повышенная проницаемость ПЗП, что на практике встречается редко (например, после гидроразрыва). Обычно сильно отрицательные значения скин-фактора, определенные по КВД, свидетельствуют о недовосстановленности КВД и, следовательно, о недостоверности результатов расчетов. Возможно, для интерпретации выбран слишком ранний участок КВД

16. Какие исследования позволяют оценить величину скин-фактора?

В зависимости от величины притока применялись разные виды исследований. При устойчивом фонтанировании использовался метод "установившихся" отборов, регистрировалась индикаторная диаграмма (ИД). После последнего максимального режима работы скважины снималась кривая восстановления давления (КВД).

Если приток из пласта не позволял получить устойчивого фонтанирования, то регистрировалась кривая восстановления уровня (КВУ). Изменение давления на забое регистрировалось глубинными автономными манометрами. Манометр обычно устанавливался выше кровли испытываемого объекта.

17. Что такое проппант?

гранулообразный материал для расклинивания, который используется в нефтедобывающей промышленности для повышения эффективности отдачи скважин с применением технологии гидроразрыва пласта (ГРП)

18. В каком направлении будет происходить развитие направления трещины ГРП?

По мере заполнения скважины жидкостью и создания на поверхности давления, давление жидкости в порах породы возрастает и действует равномерно во всех направлениях. При повышении давления жидкости до момента, когда разрывающая сила жидкости, действующая на породу, превысит силы сцепления этой породы, скала расколется и произойдет разрыв. Трещины могут быть горизонтальными, вертикальными и наклонными. Пространственная ориентация трещины определяется напряженным состоянием горных пород в зоне скважины и изменениями обусловленными распределением напряжений. Напряжения формируются главным образом под действием гравитационных сил.

Принято считать, что на глубине свыше 300 м вертикальное напряжение гораздо выше двух других составляющих. Поэтому трещина всегда должна быть вертикальной, в силу того, что образование трещины происходит в направлении перпендикулярном наименьшей из нагрузок.

19. Виды проектных документов на разработку нефтяных и газовых месторождений.

Схема расположения месторождения на местности с указанием основных водных артерий, населенных пунктов, транспортных и нефтегазопроводных коммуникаций.
2. Структурные карты по кровле проницаемой части продуктивных пластов М 1:2500

3. Сводный геолого-геофизический разрез.

4. Схематические геологические профили продуктивных отложений по линиям пробуренных скважин.

5. Корреляционные схемы по линиям геологических профилей.

6. Карта нефтенасыщенных толщин продуктивных пластов с нанесением пробуренных скважин М 1:25000.

7. Карты распространения продуктивных пластов с размещенными на них проектными и пробуренными нефтяными и нагнетательными скважинами и сводные схемы размещения скважин по месторождению с контурами нефтегазоносности продуктивных пластов.

8. Графики добычи нефти, жидкости, закачки агентов, темпов выработки запасов нефти, характеристики вытеснения.

9. Таблицы параметров продуктивных пластов, запасов нефти и газа, технико-экономических показателей вариантов разработки.

20. Задачи проекта пробной эксплуатации (ППЭ).

Опытная эксплуатация разведочных и опережающих добывающих скважин — одно из мероприятий по детальной разведке месторождения, проводимых с целью получения исходных геолого-промысловых данных для подсчета запасов и проектирования разработки. К ним относятся:
дебиты нефти и газа, газовые и конденсатные факторы, содержание пластовой воды и др.;
физические свойства коллекторов и характер неоднородности продуктивного разреза;
величина и характер изменения пластового давления во времени; режим залежи;
физико-химические свойства флюидов и товарные свойства нефти, газа и конденсата;
условия работы скважин (разрушение призабойной зоны, пробко- и гидратообразование, выпадение конденсата, парафина и т.д.);
возможности перетоков нефти, газа и воды в другие пласты, а также межколонные пропуски; коррозионная агрессивность нефти, газа и конденсата, скорости и характер коррозии.

21. Цель составления проекта опытно-промышленных работ.

На месторождениях, разведка которых незавершена, а также на сложно построенных залежах (независимо от утверждения запасов в ГКЗ), в случае необходимости получения дополнительной информации для подсчета и экономической оценки запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них ценных компонентов, определения возможности и целесообразности подержания пластового давления, других исходных данных, требуемых для составления технологической схемы разработки, может проводиться пробная эксплуатация залежей или представительных их участков. Под пробной эксплуатацией залежей или их отдельных участков следует понимать временную (сроком не более 3 лет) эксплуатацию разведочных, а при необходимости, и специально пробуренных опережающих добывающих и нагнетательных скважин.

22. Что включает технологическая схема разработки.

Включает основные элементы системы разработки и материалы, на основе которых эта система запроектирована:
- краткое описание геологического строения месторождения и детальное – нефтяного пласта, для которого составляется технологическая схема разработки
- физические свойства коллекторов, а также нефти, газа и воды в пластовых условиях
- варианты расстановки эксплуатационных скважин с выбором оптимального варианта
- обоснование метода поддержания пластового давления и расстановки эксплуатационных скважин
- расчеты добычи нефти и закачки воды
- основные экономические показатели разработки.
Составление технологической схемы осуществляется на основе всесторонних комплексных исследований нефтяного пласта и научнообоснованных расчетов с учетом природных условий данного пласта и в особенности его режима. Особое внимание уделяется вопросам повышения извлечения нефти из недр, продления фонтанного периода эксплуатации, сокращения сроков эксплуатации и повышения эффективности капиталовложений при экономии затраты труда.

23. Основные цели и задачи проекта разработки

Основная цель разработки проекта состоит в восстановлении транспортно-эксплуатационного состояния участка дороги для обеспечения защиты жизни и здоровья граждан, государственного или муниципального имущества, охраны окружающей среды.

24. Причины выполнения новых проектных документов.

Необходимость выполнения настоящего проекта обусловлена потребностью в повышении эффективности операционной деятельности компании и создании информационно-технологического фундамента для дальнейшего развития бизнеса.

Потребность во внедрении ERP -системы связана со следующими причинами:

1. отсутствие интегрированной системы, которая предоставляет данные для принятия решения всем уровням управления;

2. большие операционные и временные издержи ввиду отсутствия общего электронного документооборота и создания отчетности;

3. существующая система обмена информацией не соответствует структуре предприятия;

4. наличие недостатков в основных бизнес-процессах предприятия.

25. Понятия запасы и ресурсы.

Весь последовательный ход изучения нефтегазоносных объектов направлен в первую очередь на их локализацию и выявление залежей нефти и газа в горизонтах и пластах в подготовленных к поисковому бурению ловушках. До того момента, пока первая скважина не вскрыла пласт или горизонт, можно лишь предполагать возможность обнаружения в нем залежи на основе аналогии с соседними залежами той же структурно-фациальной зоны.

Когда скважины прошли этот пласт или горизонт, наличие в нем залежи устанавливается опробованием или с помощью комплекса промыслово-геофизических и других исследований. Факт установления продуктивности горизонтов и пластов, т. е. факт выявления залежей, служит границей, разделяющей запасы и ресурсы.

Масса нефти и конденсата и объем газа на дату подсчета в выявленных, разведанных и разрабатываемых залежах, приведенные к стандартным условиям, называются запасами.

На подсчитанную величину запасов влияют объем и качество информации, полученной при поисковых и разведочных работах и разработке, а также применяемые методы подсчета.

Подсчитываемые запасы одной и той же залежи по мере накопления фактических данных на разных стадиях геологоразведочных работ или с учетом данных эксплуатационного разбуривания и разработки могут претерпевать существенные изменения. Естественно, чем выше степень изученности, чем больше фактических данных и выше их качество, тем достовернее подсчитанные запасы. Если объем и качество информации получаемой по выявленным залежам в процессе поисков, разведки и разработки, увязать с определенными стадиями изученности залежей, то станет понятной сущность разделения запасов на категории.

Наряду с выявленными залежами в нефтегазоносных горизонтах и пластах, а также в литолого-стратиграфических комплексах объектов, не изученных поисковым бурением, могут содержаться скопления УВ, наличие которых предполагается на основании геолого-геофизических исследований и сложившихся представлений о геологическом строении. Это предполагаемые залежи в продуктивных, но не вскрытых бурением пластах на установленных месторождениях или на подготовленных к бурению площадях, а также в литолого-стратиграфических комплексах с доказанной и предполагаемой нефтегазоносностью в пределах крупных геоструктурных элементов (1 порядка).

Масса нефти и конденсата и объем газа на дату оценки, приведенные к стандартным условиям, в указанных выше объектах, называются ресурсами.

Оцененные ресурсы отличаются от запасов, а также друг от друга не только различной степенью изученности, но и разной степенью обоснованности. Например, обоснованность запасов в продуктивных пластах, пройденных бурением и характеризующихся благоприятной в отношении нефтегазоносности геолого-геофизической характеристикой, значительно выше обоснованности ресурсов в продуктивных пластах, еще не вскрытых бурением.

В Классификации запасов и ресурсов 1983 г. впервые законодательно введено понятие «ресурсы». Ресурсы по степени обоснованности разделены на категории, образующие с категориями запасов единый ряд А - Д. Четкое ограничение ресурсов от запасов является свидетельством более низкой степени изученности и обоснованности, а в конечном счете и достоверности ресурсов.

Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на разведанные (промышленные) категории А, В, C1 и предварительно оцененные - категория С2.

Ресурсы этих же полезных ископаемых и содержащихся в них компонентов по степени их изученности и обоснованности подразделяются на перспективные - категория С3 и прогнозные - категории Д1 и Д2.

Запасы полезных компонентов, содержащихся в нефти и газе в промышленных количествах, а также их перспективные и прогнозные ресурсы соответственно подсчитываются или оцениваются по тем же категориям и в тех же границах, что и содержащие их полезные ископаемые.

26. Коэффициент извлечения нефти, газа, конденсата.

Исходя из физических условий содержания УВ в пустотном пространстве коллекторов (их физико-химических свойств, определяющих поверхностные взаимодействия флюидов и породы, молекулярных, капиллярных и др.), из технологических и технических возможностей (достигаемой степени полноты охвата объема пласта процессом вытеснения при реализуемой системе разработки) и из экономических ограничений плотности сетки скважин, пре­дельного дебита и обводненности продукции и других параметров, ясно, что на поверхность из продуктивных пластов можно извлечь только какую-то часть содержащихся в них запасов углеводородов.

Количественно доля запасов (нефти, газа, конденсата), которая может быть извлечена (при применении наиболее эффективных в данных геолого-физических условиях технологий и технических средств, при выполнении оптимальных экономических показателей и соблюдении требований охраны недр и окружающей среды) определяется: для нефти коэффициентом извлечения нефти (КИН). для газа и конденсата (КИК) соответственно коэффициентами извлечения газа и конденсата.

Исходя из физических особенностей этих УВ, наиболее сложным является определение коэффициента извлечения нефти (КИН). По каждому нефтяному эксплуатационному объекту, вводящемуся в разработку, расчет выполняется специализированной научной организацией и после согласования с заинтересованными сторонами утверждается ГКЗ Российской Федерации (ГКЗ РФ). Коэффициент извлечения газа по отдельным газовым объектам не рассчитывают, а принимают, исходя из имеющегося опыта в целом по газовой отрасли, равным 0,8. Методы ОЦЕНКИ КИН: метод аналогии, многофакторного статистического моделирования, эмпирического (покоэффициентного) моделирования, экстраполяционные методы (характеристики вытеснения), гидродинамические методы.

Остановимся подробнее на физической сущности коэффициента извлечения нефти (КИН) и методах его расчета.

В общем виде коэффициент извлечения нефти может быть выражен как отношение количества нефти, извлеченной на поверхность (Q _извл ) - к геологическим запасам нефти залежи (Q_бал) КИН=Q_извл/ Q_бал

Коэффициент извлечения за все время разработки залежи называется конечным, за некоторый промежуток времени с начала разработки – текущим.

27. Что такое эксплуатационный объект.

это пласт или группа продуктивных пластов, которые объединяются в силу геологических и экономических условий для разбуривания и эксплуатации единой сеткой скважин

28. Что понимается под объектом разработки.

это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин

Зав. кафедрой РЭНГМ С.И. Грачев