СОДЕРЖАНИЕ

Цель контрольной работы

Требования к оформлению контрольной работы

1. Перечень тем для самостоятельного изучения дисциплины

2. Задания контрольной работы

2.1 Задание №1

2.2 Задание №2

2.3 Задание №3

2.4 Задание №4

2.5 Задание №5

Список рекомендуемой литературы

Цель контрольной работы

Цель дисциплины: дать знания про системы и методы разработки месторождений нефти и природного газа, особенности конструкции, оборудования и эксплуатации нефтяных и газовых скважин, методы повышения их производительности и борьбы с осложнениями в процессе добычи, схемы обустройства нефтяных и газовых месторождений, методы промышленной подготовки скважинной продукции.

Цель выполнения контрольной работы заключается в укреплении и углублении теоретических знаний и практических навыков, полученных студентом в процессе изучения дисциплины, выработке умения самостоятельно работать с учебной, специальной и научной литературой по вопросам дисциплины.

Выполнение контрольной работы студентами заочной формы обучения является составной частью учебного процесса, активной формой самостоятельной работы студентов. При написании контрольной работы следует использовать рекомендованную литературу.

Требования к оформлению контрольной работы

Контрольная работа оформляется на листах формата А4, по установленным стандартам: текстовый редактор Microsoft Word (версия 6.0 и выше); поля: справа 15 мм.; слева, сверху и снизу - 20 мм.; шрифт: 14; Times New Roman; полуторный интервал; выравнивание по ширине. Объем контрольной работы 10-12 страниц печатного текста. Титульный лист содержит название дисциплины и другое по стандарту (приложение А) и входит в общую нумерацию страниц работы. Номера страниц проставляются в правом верхнем углу страницы.

1. ПЕРЕЧЕНЬ ТЕМ ДЛЯ САМОСТОЯТЕЛЬНОГО ИЗУЧЕНИЯ ДИСЦИПЛИНЫ «ТЕХНОЛОГИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА»

Тема 1: Методы разработки нефтяных и газовых пластов.

Шахтный метод разработки нефтяных месторождений. Добыча высоковязкой нефти тепловыми методами. Скважинные методы разработки нефтяных, газовых и газоконденсатних месторождений.

Тема 2: Способы эксплуатации нефтегазовых скважин

Способы эксплуатации добывающих скважин: фонтанный, газлифтный, насосный. Оборудование ствола и устья скважины. Коэффициент нефтеотдачи. Однорядные и двухрядные газлифтные подъемники. Плунжерные насосы штанговые и безштанговые углубленные центробежные насосы.

Тема 3: Системы разработки месторождений нефти и газа

Фильтрация жидкости и газа в нефтегазоводонасыщенных пластах.

Системы разработки месторождений нефти и газа. Системы разработки многопластовых месторождений - одновременная и последовательная. Виды используемой энергии для перемещения нефти: естественная, с поддержкой пластового давления (заводнение, закачка газа). Виды заводнения: законтурное, приконтурное, внутриконтурное.

Режимы разработки месторождений нефти и газа: водонапорный, упругий, газонапорный, гравитационный, режим растворенных газов.

Тема 4: Методы повышения продуктивности скважин

Причины снижения производительности скважин.

Повышение нефтеизвлечения химическими, газовыми и тепловыми агентами. Методы увеличения нефте удаление: теплофизические, теплового воздействия, термофизические, физико-химического воздействия. Виды заводнения: физико-гидро-экономические, полимерное, щелочное.

Тема 5: Сбор и подготовка скважинной продукции на нефтяных и газовых промыслах

Классификация систем нефтегазосбора. Характеристика систем сбора скважинной продукции на нефтяных и газовых промыслах и их определения. Способы подготовки нефти, газа, газоконденсата и воды на промыслах. Характеристика основного оборудования на промыслах. Методы обезвоживания и обессоливания нефти: гравитационное и горячее отстаивания нефти, термохимические методы, електрообессоливание и електрообезвоживание. Технологические процессы при промышленной подготовке газа: низкотемпературная сепарация, адсорбционная и абсорбционная сушка. Методы охлаждения газа: дросселирование, охладительными машинами.

2. Задания контрольной работы

2.1 Задача №1

ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЗАПАСОВ НЕФТИ

Теоретические положения

Запасы - масса нефти и конденсата, или объем газа в обнаруженных, разведанных и разрабатываемых залежах на дату подсчета, возведенных к стандартным условиям (0,1 мПа и 20° С). При определении запасов месторождений обязательному подсчету и учету подлежат не только запасы нефти, газа, конденсата, но и все ценные компоненты, которые содержатся в них.

Запасы нефти, конденсата и компонентов, которые содержатся в них, делятся на две группы: балансовые запасы месторождений (залежей), разработка которых на современном этапе экономически целесообразна; забалансовые запасы месторождений (залежей), запасы которые в настоящее время экономически нецелесообразны, или технологически и технически невозможны, но которые в будущем могут быть переведены в балансовые. В группе балансовых запасов выделяют извлекаемые запасы (которые можно извлечь из недр).

Методы и способы бурения скважин и добычи нефти и газа из разных залежей в значительной степени зависят от характеристик пород-коллекторов (поровых, трещинных, кавернозных и смешанных), среди которых важнейшими являются пористость и проницаемость.

Пористость - объем породы, не заполненный твердым веществом, и делится на открытую (эффективную) и общую.

Пример решения задачи

Отношение объема всех пop (V_зп) к общему объему породы - коэффициент пористости:

m=V_зп/V_гп (1.1)

m = 2400/4300=0,465

Отношение объема соединенных между собой (открытых) пop V_ВП к общему объему горной породы V_ГП - коэффициентом открытой (эффективной) пористости:

m_в = V_ВП /V_ГП (1.2)

m_в = 900/4300=0,21

В природных условиях поры заполнены водой, нефтью или газом, причем степень насыщения ими пop характеризуются коэффициентами водо – (К_в), нефте- (К_н) и газонасыщения (К_г).

Проницаемость - способность горных пород пропускать через себя флюид и характеризуется коэффициентом проницаемости (К, м²), который определяется по формуле:

K = QμL/(F(P₁-P₂). (1.3)

где Q - расход жидкости или газа, м³/с;

μ - вязкость, Па с;

L - длина образца породы, м;

F - площадь сечения образца породы м²;

P₁-P₂ - перепад давления на входе и выходе, Па.

Различают абсолютную (порода полностью насыщена одной фазой при наличии другой) и относительную (отношение фазовой к абсолютной) проницаемости.

С помощью объемного метода определяется масса нефти в насыщенном объеме пород-коллекторов, сведена к стандартным условиям. Запасы нефти при этом вычисляются по формуле:

Q_в = Fhm_вβ_нη_нθρ, тыс.т., (1.4)

где Q, - извлекаемые запасы нефти, тыс. т;

F - площадь нефтеносности, тыс. м²;

h - средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м;

m_в - средний коэффициент открытой пористости, доли ед. ;

β_н - средний коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.;

η_н - коэффициент нефтеотдачи, доли ед.;

θ = 0,3 средний перерасчетный коэффициент, доли ед.;

ρ - средняя плотность нефти на поверхности после ее дегазации, т/м³.

Значение подсчитанных параметров m_в, β_н, η_н, θ округляем до сотых долей единицы, а параметров η_н и ρ - до тысячных.

Q_в = 100·7·0,21·0,19·0,172·0,3·0,89=1,152 тыс. т.

Таблица 1 – Данные для расчета запасов нефти и газа

№ п/п	Общий объем всех пор пород, Vзп, м3	Общий объем породы, VГП, м3	Объем соединенных между собой (открытых) пор, VВП, м3	Расходы жидкости или газа, q, м3/с	Вязкость, μ, Па с	Длина образца породы, L, м	Площадь пересечения образца породы, F, м2	Перепад давления на входе, Р1, Па	Перепад давления на выходе, Р2, Па	Площадь нефтенасыщенности F. тис. м2	Средний коэффициент нефтенасыщеннсоти, βн	Коэффициент нефтеотдачи, ηн	Средняя плотность нефти на поверхности, ρ, т/м3	Среняя эффективная нефте насыщенная толщина шара, м
15	2000	4300	900	0,0265	0,041	0,13	0,0001	19	14	100	0,19	0,172	0,80	7