Донбаський державний технічний університет

Кафедра "Розробки родовищ корисних копалин"

Контрольна робота

З дисципліни:

«Технологія розробки родовищ нафти і газу»

Виконав:

ст. гр. ГІ-11-2

Гончарук Д.О.

Перевірив:

Доц. Склепович К.З.

Алчевськ

2012

Зміст

1. Завдання № 1…………………………………………………………………………………………3

2. Завдання № 2…………………………………………………………………………………………5

3. Завдання № 3…………………………………………………………………………………………8

4. Завдання № 4 …………………………………………………………………………………...……10

5. Завдання № 5…………………………………………………………………………………………13

6. Список рекомендованої літератури…………………………………………………………………16

Завдання № 1

Вариант№16

ВИЗНАЧЕННЯ ЗАПАСІВ НАФТИ

Теоретичні положення.

Запаси – маса нафти і конденсату, або об’єм газу у виявлених, розвіданих і розроблюваних покладах на дату підрахунку, зведених до стандартних умов (0,1 мПа і 20^оС). При визначенні запасів родовищ обов’язковому підрахунку і обліку підлягають не тільки запаси нафти, газу, конденсату, але і всі цінні компоненти, які містяться у них.

Запаси нафти, конденсату і компонентів, які містяться у них, поділяються на дві групи: балансові – запаси родовищ (покладів), розробка яких на сучасному етапі економічно доцільна; забалансові - запаси родовищ (покладів), запаси яких на теперішній час економічно недоцільна, або технологічно і технічно неможлива, але які у майбутньому можуть бути переведені у балансові. У групі балансових запасів виділяють видобувні запаси (які можна видобути з надр).

Методи і способи буріння свердловин і видобування нафти і газу з різних покладів в значній мірі залежать від характеристик порід-колекторів (порових, тріщинних, кавернозних та змішаних), серед яких найважливішими є пористість та проникність.

Пористість – об’єм породи, не заповнений твердою речовиною, і поділяється на відкриту (ефективну) і загальну.

Приклад розв’язання задачи.

Відношення об’єму всіх пор (V_зп) до загальгого об’єму породи – коефіцієнт пористості:

m = V_зп/ V_гп (1.1)

m = 3000/5800=0,52

Відношення об’єму сполучених між собою (відкритих) пор V_ВП до загального об’єму гірської породи V_ГП – коефіцієнтом відкритої (ефективної) пористості:

m_в = V_ВП / V_ГП (1.2)

m_в = 1500/5800=0,26

У природних умовах пори заповнені водою, нафтою, або газом, причому ступінь насичення ними пор характеризуються коефіцієнтами водо- (К_в), нафто- (К_н) і газонасичення (К_г).

Проникність – здатність гірських порід пропускати через себе флюїд і характеризується коефіцієнтом проникності (К, м²), який визначається за формулою:

K = Qμ L / (F (P₁-P₂), (1.3)

де Q – витрати рідини чи газу, м³/с;

μ – в’язкість, Па с; L – довжина зразка породи, м;

F – площа перетину зразка породи м²;

Р₁-Р₂ – перепад тиску на вході та виході, Па.

К = =0,15

Розрізняють абсолютну (порода повністю насичена однією фазою при наявності іншої) і відносну (відношення фазової до абсолютної) проникності.

За допомогою об’ємного методу визначається маса нафти у насиченому об’ємі порід-колекторів, зведена до стандартних умов. Запаси нафти при цьому обчислюються за формулою:

= F h m_в β_н η_н θ ρ, тис.т., (1.4)

де Q_в – видобувні запаси нафти, тис. т;

F – площа нафтоносності, тис.м²;

h – середня ефективна нафтонасичена товщина пласта, м;

m_в – середній коефіцієнт відкритої пористості, частках од. ;

β_н – середній коефіцієнт нафтонасиченості, частках од. ;

η_н – коефіцієнт нафтовіддачі, частках од. ;

θ = 0,3 середній перерахунковий коефіцієнт, частках од. ;

ρ – середня густина нафти на поверхні після її дегазації, т/м³.

Значення підрахункових параметрів m_в, β_н, θ заокруглюємо до сотих часток одиниці, а параметрів η_н і ρ - до тисячних.

Q_в = 100·4·0,26·0,15·0,120·0,3·0,79 = 0.444 тис.т.

Завдання № 2

Вариант №16

РОЗРАХУНОК ВІДНОСНОЇ ГУСТИНИ ГАЗУ