Ситуационные вопросы к разделу «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
1. С 1 - Рассчитать упругий запас пласта, если продуктивный пласт за контуром нефтеносности выклинивается, и вода в пласт не поступает.
Определиться с возможностью дальнейшей разработки залежи на естественном режиме или есть необходимость внедрения системы поддержания пластового давления для выработки заданных запасов.
Извлекаемые запасы Qизв – 300 т. тонн
F- площадь залежи – 22360 т.м2
h – нефтенасыщенная мощность пласта 3.6 м
Ρпл нач – начальное пластовое давление – 18.4 МПа
Ρнас – давление насыщения – 3.9 МПа
βпл - упругоемкость пласта 0.68х10-41/МПа
βж - упругоемкость жидкости 12х10-41/МПа
m – пористость пласта 11%
2. С
1
- Залежь
однородная; имеет небольшие размеры;
связь с законтурной зоной хорошая,
Выбрать систему заводнения и объяснить чем руководствовались при выборе. Привести схему размещения добывающих и нагнетательных скважин.
3. С
1
- Пласт, общей
площадью 8645.0т. м
,
разрабатывается при пятиточечной
системе заводнения. Определить площадь
элемента, дебит добывающей, приемистость
нагнетательной скважины и среднесуточную
добычу нефти залежи при следующих
условиях:
расстояние между эксплутационными и нагнетательными скважинами 2σ=150м; радиус скважины rc=0.10м; давление в эксплутационной скважине Рэ=2МПа давление в нагнетательной скважине Рн=8 МПа, проницаемость пласта k=0,05 мкм , мощность пласта h=8м, вязкость нефти µн=5 мПа*сек
Какая среднесуточная добыча залежи, при ее площади 24750 т. м .
4. С 1 - Пласт, общей площадью 16000т. м , разрабатывается при семиточечной системе заводнения. Определить площадь элемента, дебит нефти добывающей скважины, приемистость нагнетательной и среднесуточную добычу нефти залежи при следующих параметрах:
расстояние между эксплутационными и нагнетательными скважинами 2σ=200м; радиус скважины rc=0.20м; давление в эксплутационной скважине Рэ=5 МПа, давление в нагнетательной скважине Рн=10 МПа; проницаемость пласта k=0,2 мкм , мощность пласта h=10м, вязкость нефти µн=10 мПа*сек
Какая среднесуточная добыча залежи, при ее площади 145600 т. м .
5. С 1 - Разбить на стадии представленную таблицу основных показателей разработки. Описать кратко каждую стадию. Указать возможные причины обводненности залежи с начала разработки и дать рекомендации по ее уменьшению.
Год |
Число добывающих скважин |
Средний дебит нефти, т/сутки |
Нефть, тыс.т |
Обводненность весовая, % |
Темп отбора от НИЗ, % |
Степень выработки НИЗ, % |
Компенсация отбора закачкой, % |
Накопленная компенсация отбора закачкой, % |
1 |
4 |
51,5 |
71,5 |
0,9 |
1,2 |
1,2 |
|
|
2 |
7 |
47,9 |
108,9 |
1,4 |
1,8 |
3,0 |
|
|
3 |
8 |
84,8 |
222,7 |
9,4 |
3,8 |
6,8 |
|
|
4 |
8 |
93,6 |
245,8 |
17,7 |
4,1 |
10,9 |
|
|
5 |
7 |
92,1 |
225,6 |
22,3 |
3,8 |
14,7 |
|
|
6 |
7 |
122,0 |
298,9 |
22,9 |
5,0 |
19,8 |
|
|
7 |
7 |
132,2 |
323,8 |
24,9 |
5,5 |
25,2 |
|
|
8 |
7 |
142,5 |
349,2 |
33,6 |
5,9 |
31,1 |
|
|
9 |
7 |
139,5 |
341,8 |
38,7 |
5,8 |
36,9 |
|
|
10 |
7 |
131,8 |
322,9 |
42,4 |
5,4 |
42,3 |
|
|
11 |
8 |
116,2 |
305,0 |
52,8 |
5,1 |
47,4 |
|
|
12 |
11 |
99,0 |
381,1 |
51,3 |
6,4 |
53,9 |
|
|
13 |
13 |
90,2 |
394,6 |
57,3 |
6,6 |
60,5 |
|
|
14 |
13 |
63,9 |
290,5 |
68,6 |
4,9 |
65,4 |
|
|
15 |
14 |
50,8 |
240,2 |
77,0 |
4,0 |
69,4 |
|
|
16 |
14 |
43,0 |
203,2 |
83,1 |
3,4 |
72,9 |
4 |
1 |
17 |
14 |
31,5 |
148,7 |
87,4 |
2,5 |
75,4 |
15 |
2 |
18 |
14 |
28,2 |
133,4 |
89,7 |
2,2 |
77,6 |
13 |
3 |
19 |
14 |
22,0 |
104,1 |
91,6 |
1,8 |
79,4 |
18 |
4 |
20 |
14 |
20,3 |
96,1 |
91,6 |
1,6 |
81,0 |
36 |
7 |
21 |
14 |
16,8 |
79,4 |
92,1 |
1,3 |
82,3 |
37 |
9 |
22 |
14 |
13,1 |
61,8 |
93,1 |
1,0 |
83,4 |
36 |
10 |
23 |
14 |
9,8 |
48,2 |
93,8 |
0,8 |
84,2 |
22 |
10 |
24 |
14 |
9,9 |
48,5 |
94,7 |
0,8 |
85,0 |
13 |
11 |
25 |
14 |
9,5 |
46,7 |
93,9 |
0,8 |
85,8 |
14 |
11 |
26 |
14 |
10,1 |
49,7 |
92,5 |
0,8 |
86,6 |
22 |
11 |
27 |
13 |
13,7 |
62,4 |
93,0 |
1,1 |
87,7 |
30 |
12 |
28 |
13 |
10,3 |
47,0 |
92,9 |
0,8 |
88,5 |
32 |
12 |
29 |
13 |
8,1 |
36,9 |
94,0 |
0,6 |
89,1 |
44 |
13 |
30 |
14 |
8,0 |
39,4 |
93,1 |
0,7 |
89,7 |
23 |
14 |
31 |
14 |
7,8 |
38,2 |
93,5 |
0,6 |
90,4 |
14 |
14 |
32 |
14 |
7,1 |
33,5 |
94,7 |
0,6 |
90,9 |
30 |
14 |
33 |
14 |
3,3 |
15,6 |
96,8 |
0,3 |
91,2 |
35 |
14 |
6. С 1 - Имеется пласт со следующими параметрами:
ширина пласта
3км, длина 10 км, связь с законтурной зоной
затруднена, коэффициент песчанистости
0,65;
.
.
Выбрать систему заводнения и объяснить чем руководствовались при ее выборе. Нарисуйте выбранную схему расположения добывающих и нагнетательных скважин.
7. С 1 - Рассчитайте коэффициент пьезопроводности при следующих данных:
проницаемость
;
коэффициент упругоемкости жидкости
;
коэффициент сжимаемости породы
;
пористость
;
вязкость нефти
Что показывает коэффициент пъезопроводности? С помощью каких методов его можно определить?
8. С 1
- Месторождение имеет размеры 6.5 х
12.6км. Характеризуется ухудшенной связью
с законтурной зоной, коэффициент
подвижности
,
коэффициент расчлененности Кр – 6.
Определите наиболее оптимальную систему заводнения при заданных параметрах, объясните чем руководствовались при выборе? Нарисуйте схему расположения добывающих и нагнетательных скважин в соответствии с заданными и выбранными параметрами разработки.
9. С 1 - Разбейте представленную таблицу основных показателей разработки на стадии. Дайте определение компенсации отбора закачкой текущей и накопленной? Какая зависимость между пластовым давлением, отбором жидкости и закачкой? Что показывает компенсация отбора закачкой на 30 году разработки залежи?
Год |
Число добывающих скважин |
Нефть, тыс т |
Дебит нефти, т/сутки |
Обводненность весовая, % |
Темп отбора от НИЗ, % |
Число нагнетательных скважин |
Закачка воды, тыс м^3 |
Компенсация отбора закачкой, % |
Накопленная компенсация отбора закачкой, % |
1 |
1 |
30,5 |
83,7 |
4,2 |
0,2 |
0 |
0 |
0 |
0 |
2 |
2 |
40,7 |
65,4 |
5,1 |
0,3 |
1 |
0,5 |
1 |
0 |
3 |
4 |
78,4 |
57,2 |
7,3 |
0,6 |
2 |
140 |
129 |
23 |
4 |
6 |
122,8 |
70,3 |
11,7 |
0,9 |
2 |
358 |
204 |
62 |
5 |
18 |
240,7 |
45,1 |
3,7 |
1,9 |
4 |
488 |
150 |
88 |
6 |
30 |
423,4 |
43,5 |
7,5 |
3,3 |
6 |
754 |
128 |
102 |
7 |
29 |
552,8 |
56,5 |
5,5 |
4,3 |
9 |
967 |
128 |
110 |
8 |
28 |
713,8 |
75,7 |
7,2 |
5,5 |
10 |
1133 |
114 |
111 |
9 |
26 |
718,4 |
80,8 |
7,2 |
5,5 |
10 |
1221 |
122 |
114 |
10 |
22 |
711,8 |
93,7 |
6,6 |
5,5 |
10 |
985 |
100 |
111 |
11 |
21 |
720,1 |
94,8 |
12,8 |
5,5 |
12 |
987 |
95 |
108 |
12 |
20 |
743,4 |
102,8 |
15,7 |
5,7 |
12 |
929 |
84 |
105 |
13 |
20 |
770,2 |
113,2 |
24,1 |
5,9 |
11 |
1056 |
86 |
102 |
14 |
23 |
719,3 |
92,2 |
33,3 |
5,5 |
11 |
903 |
71 |
98 |
15 |
26 |
638,7 |
70,4 |
39,0 |
4,9 |
11 |
793 |
65 |
95 |
16 |
24 |
420,1 |
48,9 |
53,6 |
3,2 |
12 |
938 |
94 |
95 |
17 |
23 |
309,8 |
37,5 |
66,1 |
2,4 |
12 |
920 |
96 |
95 |
18 |
23 |
240,8 |
29,2 |
75,0 |
1,9 |
12 |
1003 |
103 |
95 |
19 |
23 |
199,3 |
24,3 |
79,5 |
1,5 |
12 |
1043 |
108 |
96 |
20 |
23 |
163,7 |
20,0 |
82,5 |
1,3 |
13 |
1000 |
109 |
97 |
21 |
23 |
124,5 |
15,3 |
87,1 |
1,0 |
13 |
778 |
84 |
96 |
22 |
22 |
118,7 |
15,3 |
88,6 |
0,9 |
12 |
827 |
83 |
95 |
23 |
22 |
125,5 |
16,0 |
87,5 |
1,0 |
12 |
740 |
76 |
94 |
24 |
22 |
99,2 |
12,6 |
88,8 |
0,8 |
11 |
657 |
77 |
94 |
25 |
22 |
110,0 |
14,0 |
87,7 |
0,8 |
10 |
562 |
65 |
93 |
26 |
22 |
77,3 |
10,0 |
91,0 |
0,6 |
6 |
332 |
41 |
91 |
27 |
22 |
67,4 |
8,8 |
91,2 |
0,5 |
9 |
654 |
90 |
91 |
28 |
21 |
54,6 |
7,3 |
91,7 |
0,4 |
9 |
611 |
98 |
91 |
29 |
21 |
48,4 |
7,6 |
90,1 |
0,4 |
9 |
468 |
101 |
91 |
30 |
19 |
51,5 |
8,2 |
91,1 |
0,4 |
8 |
591 |
108 |
91 |
10. С 1
- Определить динамическую вязкость
реального газа при атмосферном давлении
и заданной температуре любыми методами.
Т=300
К
СН4 |
С2Н6 |
С3Н8 |
С4Н10 |
С5Н12 |
N2 |
CО2 |
Н2S |
95,1 |
1,10 |
0,30 |
0,070 |
0,03 |
3,0 |
0,40 |
- |