Задания для контрольной работы по мдк 01.01 Разработка нефтяных и газовых месторождений

Ответьте на контрольные вопросы согласно своего варианта.

Таблица 1 - Номера вариантов и контрольных вопросов контрольной работы

Номера вариантов
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Номера вопросов
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
31	32	33	34	35	36	37	38	39	40	41	42	43	44	45
61	62	63	64	65	66	67	68	69	70	71	72	73	74	75
Номера вариантов
16	17	18	19	20	21	22	23	24	25	26	27	28	29	30
Номера вопросов
16	17	18	19	20	21	22	23	24	25	26	27	28	29	30
46	47	48	49	50	51	52	53	54	55	56	57	58	59	60
76	77	78	79	80	81	82	83	84	85	86	87	88	89	90

1. Типы пород-коллекторов. По каким показателям классифицируют горные породы-коллекторы нефти и газа?

2. Коллекторские свойства терригенных пород: гранулометрический состав, пористость, проницаемость, удельная поверхность.

3. Каким законом пользуются при определении проницаемости горных пород?

4. Гранулометрический состав и способы его определения.

5. Физико-механические свойства горных пород: упругость, прочность на сжатие, разрыв.

6. Что понимают под карбонатностыо пород горных и как она определяется?

7. Нефть, её химический состав. Качественная характеристика нефтей.

8. Классификация нефтей в зависимости от содержания серы, парафина, смол.

9. Охарактеризуйте элементарный, групповой, фракционный составы нефти. Плотность нефти.

10. Состав и свойства природных газов.

11. Запишите закон состояния реального газа.

12. Пластовое давление и температура. Приведённое пластовое давление.

13. Физические свойства нефти в пластовых условиях.

14. Пластовые воды и их физические свойства. Плотность и минерализация воды.

15. Пластовая энергия и силы, действующие в залежи.

16. Охарактеризуйте режимы работы нефтяных и газовых залежей.

17. Показатели нефтеотдачи пластов: коэффициент нефтеотдачи, коэффициент вытеснения, коэффициент охвата.

18. Цели и задачи исследования скважин, пластов.

19. Исследование нефтяных и газовых скважин при установившемся режимах фильтрации.

20. Исследование при неустановившемся режиме фильтрации.

21. Поясните, что называется индикаторной кривой, и какие задачи решаются с использованием этих кривых

22. Назовите параметры, определяемые при исследовании скважин на неустановившихся режимах.

23. Гидропрослушивание пластов.

24. Исследование нагнетательных скважин.

25. Основная аппаратура, используемая при исследовании скважин.

26. Объект разработки. Выделение объектов разработки.

27. Дайте определение объекта и системы разработки месторождения.

28. Системы разработки месторождений и залежей.

29. Дайте определение стадии разработки месторождений. Какие стадии выделяют при разработке нефтяных месторождений и что для них характерно.

30. Последовательность решения задач проектирования разработки нефтяных месторождений.

31. Контроль и регулирование разработки нефтяных месторождений.

32. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений.

33. Основные периоды разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

34. Особенности разработки газоконденсатных месторождений.

35. Назовите основные периоды разработки газового и нефтяного месторождения.

36. Охарактеризуйте понятие "нефтеотдача пласта".

37. Охарактеризуйте механизм вытеснения нефти из пласта.

38. Сформулируйте понятие коэффициента продуктивности.

39. Охарактеризуйте основные виды заводнения пластов.

40. Охват пластов воздействием.

41. Темп заводнения. Влияние темпа разработки на нефтеотдачу пластов.

42.Изменение фильтрационных потоков. Форсированный отбор.

43. Циклическое воздействие на пласты при заводнении. Механизм процесса. Технология циклического воздействия.

44. Назовите основные физико-химические методы повышения нефтеотдачи.

45. Полимерное заводнение

46. Щелочное заводнение. Механизм проведения процесса.

47. Заводнение с растворами ПАВ.

48. Сернокислотное заводнение.

49. Заводнение с углекислотой.

50.Тепловые методы повышения нефтеотдачи пластов.

51. Закачка горячей воды.

52.Какие факторы определяют повышение нефтеотдачи при внутрипластовом горении?

53.Влажное внутрипластовое горение.

54. Охарактеризуйте основные газовые методы повышения нефтеотдачи.

55. Водогазовое воздействие на пласты.

56. Вытеснение нефти закачкой углеводородных и сжиженных газов.

57. Закачка газа высокого давления.

58. Применение мицеллярных растворов для повышения нефтеотдачи пластов.

59.Микробиологическое воздействие на пласт.

60. В чем состоит сущность вибросейсмического воздействия на пласты?

61. Каковы критерии подбора объектов воздействия для применения методов повышения нефтеотдачи?

62. Каковы потенциальные возможности методов повышения нефтеотдачи пластов?

63. Что относится к методам увеличения нефтеотдачи пластов?

64. Какие технологии используются в нагнетательных скважинах

65. Основной критерий применения МУН в нагнетательных скважинах

66. Какие технологии используются в добывающих скважинах и на что они направлены?

67. Объясните схему элементов разработки для пятиточечной, семиточечной, девятиточечной схем расположения скважин.

68. Какое значение имеет поддержание пластового давления заводнением?

69. Назовите основные системы разработки нефтяных месторождений при заводнении.

70. Метод водогазового воздействия на пласт, его особенности и технология применения.

71. Новые принципы разработки нефтяных месторождений бурением БС и БГС.

72. Технологические схемы распределения воды в системе МСП-ППД.

73. Технологическое оборудование скважин при эксплуатации системы МСП-ППД.

74. Какие факторы определяют повышение нефтеотдачи при внутрипластовом горении.

75. Какие требования предъявляются к нагнетаемой воде.

76. Источники водоснабжения.

77. Назовите основные мероприятия по охране окружающей среды при заводнении и внутрипластовом горении.

78. Назовите мероприятия по охране окружающей среды и недр при разработке нефтяных и газовых месторождений.

79. Как определяется коэффициент нефтенасыщенности породы?

80. Как определяется коэффициент водонасыщенности породы?

81. Как определяется коэффициент газонасыщенности породы?

82. Как определяется коэффициент общей пористости образца породы?

83. Как определяется удельная поверхность?

84. Как определяется коэффициент растворимости газа?

85. Как определяется приведённые пластовые давления по трём скважинам?

86. Определение ширины полосы для пятирядной системы разработки.

87. Определение ширины полосы для трёхрядной системы разработки.

88. Определение для трещиноватого пласта ширину трещин и их густоту.

89. Определение приведённого пластового давления по трём скважинам.

90. Объясните схему элементов разработки для пятиточечной, семиточечной, девятиточечной схем расположения скважин.

ЗАДАЧА №1. Рассчитайте продолжительность разработки круговой залежи нефти. Исходные данные приведены в таблице 2.

Продолжительность разработки месторождения определяется поэтапно. Каждый этап разработки соответствует продолжительности перемещения расчетного контура нефтеносности от его начального положения до линии первого ряда скважин R₁, от линии первого ряда до линии второго ряда R₂ и так далее (см. рис.1).

1. Рассчитывается запасы нефти, извлекаемые на каждом этапе разработки:

,

где R_н - радиус начального контура нефтеносности, (см. рис1.);

R₁,R₂ … - радиус первого, второго и т.д. эксплуатационных рядов, м (рис.1);

h – мощность пласта, м;

m – коэффициент пористости, доли ед.;

r_с – радиус центральной скважины, r_c =0,01 м.

Рис.1 - Схема расположения скважин круговой залежи

- скважина

S- расстояние между скважинами

2. Общие запасы нефти определяются по формуле:

3. Определяется число скважин в каждом ряду

,

где S- расстояние между скважинами, м.

4. Определяется суммарный дебит для каждого ряда Q₁, Q₂ , Q₃ по формуле

и т.д.

5. Суммарный дебит всех скважин по этапам разработки

первый этап:

второй этап:

третий этап:

6. Определяется продолжительность этапов разработки

;

7. Общая продолжительность разработки залежи нефти

Таблица 2-Исходные данные

Наименование исходных данных	Варианты
	1		2		3	4		5			6		7	8		9			10		11		12	13		14		15
Радиус начального контура нефтеносности Rн, м	3200		2700		2400	2000		2500			3000		2942	3054		3858			4020		2433		3045	2633		2804		2342
Радиусы эксплуатационных рядов: - первого ряда R1	2700		2350		1900	1600		2100			2400		2092	2540		3043			3222		1726		2419	2153		2395		2108
- второго ряда R2	2280		2000		1620	1200		1800			2000		1720	2031		2637			2940		1217		1953	1716		1835		1887
- третьего ряда R3	1930		1650		1380	800		1500			1600		1529	1590		2140			2000		800		1294	1357		1448		1552
Расстояние между скважинами S, м	600		600		400	300		400			300		500	300		400			500		400		350	450		550		600
Мощность пласта h,м	12		13		8	10		12			10		2,5	8,3		6,4			11		13,5		7,8	5,5		6,9		12,4
Средний коэффициент пористости m, %	18		20		18	13		14			12		19	13		15			18		22		14	19		23		24
Предельно допустимый дебит скважины q, м3/сут	75		90		60	40		50			50		85	72		83			94		105		63	75		82		92
Наименование исходных данных	Варианты
	16	17		18			19		20	21		22			23		24	25		26		27			28		29		30
Радиус начального контура нефтеносности Rн, м	2830	2920		2980			3037		2606	2537		2285			3437		3186	3675		3875		3468			3256		3489		3568
Радиусы эксплуатационных рядов: - первого ряда R1	2416	2448		2407			2344		2319	2140		1953			3028		2244	2747		3545		3029			2249		3038		3120
- второго ряда R2	2000	1995		1823			1817		1412	1824		1684			2624		1875	2239		2628		2241			1895		2254		2259
- третьего ряда R3	1603	1680		1596			1420		1263	1388		1332			2118		1428	1756		2216		2114			1436		1856		1956
Расстояние между скважинами S, м	380	480		580			600		455	420		390			480		360	520		480		360			520		480		360
Мощность пласта h,м	11,5	9,4		8,7			6,8		8,8	9,2		10,5			14,2		16,3	15		11,9		12,8			13,6		14,7		16
Средний коэффициент пористости m, %	16	20		22			25		21	18		16			23		20	19		22		20			19		23		21
Предельно допустимый дебит скважины q, м3/сут	69	77		86			98		73	70		56			87		92	95		86		87			86		87		89

ЗАДАЧА №2. Нефтяная скважина исследована на приток при четырех установившихся режимах ее работы. Для каждого режима замерены дебит и забойное давление (или динамический уровень). Определите коэффициенты продуктивности, гидропроводность, коэффициент проницаемости призабойной зоны пласта. Данные исследований скважины даны в таблицах 3, 4 .

Таблица 3. Данные исследования скважин

Режимы работы скважин	Номера вариантов 1-5
	Статический уровень hст, м			Динамический уровень hдин, м		Депрессия h= hдин - hст, м		Дебит жидкости Q, т/сут
1	580			690				4
2	580			750				6,3
3	580			830				8,4
4	580			920				11,8
Режимы работы скважин		Номера вариантов 6-10
		Пластовое давление Рпл, МПа	Забойное давление Рз, МПа		Депрессия Р=Рпл-Рз		Дебит жидкости Q, т/сут
1		28	23,1				65,4
2		28	23,95				55
3		28	25,7				32
4		28	27				12,5
Режимы работы скважин	Номера вариантов 11-15
	Статический уровень hст, м			Динамический уровень hдин, м		Депрессия h= hдин - hст, м		Дебит жидкости Q, т/сут
1	500			640				3,5
2	500			730				5,6
3	500			890				8,8
4	500			990				11,2
Режимы работы скважин		Номера вариантов 16-20
		Пластовое давление Рпл, МПа	Забойное давление Рз, МПа		Депрессия Р=Рпл-Рз		Дебит жидкости Q, т/сут
1		18	15,6				56
2		18	13,8				110
3		18	11,6				180
4		18	8,9				270
Режимы работы скважин		Номера вариантов 21-30
		Пластовое давление Рпл, МПа	Забойное давление Рз, МПа		Депрессия Р=Рпл-Рз		Дебит жидкости Q, т/сут
1		16	14,8				50,2
2		16	13,5				105,4
3		16	11,8				176,1
4		16	9,1				289,8

Таблица 4-Исходные данные

Наименование исходных данных	Номера вариантов
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Эффективная мощность пласта h, м	10	11	12	13	14	15	10	11	12	13	14	15	10	11	12
Условный радиус контура питания Rк, м	300	350	400	450	500	300	350	400	450	500	300	350	400	450	500
Диаметр скважины по долоту Dд, мм	300	300	300	300	300	300	300	300	300	300	300	300	300	300	300
Плотность жидкости ρж, кг/м3	880	870	860	850	840	830	820	810	800	810	820	830	840	850	860
Динамическая вязкость нефти μ, мПа·с	1,4	1,3	1,2	1,1	1,2	1,3	1,2	1,5	1,1	1,1	1,1	1,2	1,3	1,4	1,5
Объемный коэффициент нефти b	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2
Коэффициент гидродинамического несовершенства скважины, φс	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8
Наименование исходных данных	Номера вариантов
	16	17	18	19	20	21	22	23	24	25	26	27	28	29	30
Эффективная мощность пласта h, м	10,8	11,4	12,4	13,5	14,6	10,8	11,4	12,4	13,5	14,6	10,8	11,4	12,4	13,5	14,6
Условный радиус контура питания Rк, м	400	450	320	380	360	250	280	260	350	390	250	280	260	350	390
Диаметр скважины по долоту Dд, мм	300	300	300	300	300	300	300	300	300	300	300	300	300	300	300
Плотность жидкости ρж, кг/м3	900	920	880	950	820	800	850	870	930	790	800	850	870	930	790
Динамическая вязкость нефти μ, мПа·с	1,4	1,3	1,2	1,1	1,2	1,3	1,2	1,5	1,5	1,1	1,4	1,2	1,3	1,4	1,5
Объемный коэффициент нефти b	1,12	1,12	1,14	1,16	1,15	1,16	1,18	1,19	1,2	1,12	1,11	1,13	1,2	1,15	1,14
Коэффициент гидродинамического несовершенства скважины, φс	0,75	0,7	0,75	0,7	0,75	0,7	0,75	0,7	0,75	0,7	0,75	0,7	0,75	0,7	0,75

Указания к решению задачи

Для решения задачи необходимо по данным таблицы 3 на бумаге размером не менее полной страницы тетрадного листа построить индикаторную диаграмму в координатах Δh - Q или ΔР – Q, в зависимости от исходных данных. Для этого определяют депрессии давлений ΔР или изменение уровней Δh для каждого режима – заполняют таблицу 3.

0 Q₁ Q₂ Q_p Q₃ Q₄ Q, т/сут

ΔP₁ (Δh₁)

ΔP₂ (Δh₂)

ΔP_p

ΔP₃ (Δh₃)

ΔP₄ (Δh₄)

Рис. 2 - Форма индикаторной диаграммы в координатах ΔР-Q или Δ h-Q

Находят коэффициент продуктивности скважины. Для этого берут произвольно одну точку на прямоугольном участке индикаторной линии, например точка 1. (см. рис. 2) и определяют соответствующие им значения Δ P_р ( h_р) и Q_р. По уравнению притока определяют коэффициент продуктивности:

или

где К – коэффициент продуктивности , т/сут МПа;

Q_р , Δ P_р и Δh_р –соответственно дебит, депрессии давлений и уровней, определенные по индикаторной диаграмме;

ρ_ж – плотность жидкости, кг/м³.

Зная коэффициенты продуктивности, можно определить гидропроводность и коэффициент проницаемости призабойной зоны пласта из соотношения формул Дюпюи и уравнения притока:

где к – коэффициент проницаемости, мкм²;

h – эффективная мощность пласта, м;

μ – динамическая вязкость нефти, мПа·с;

b – объемный коэффициент нефти;

R_к – условный радиус контура питания, м;

r_c – радиус скважины, м;

φ_с – коэффициент гидродинамического несовершенства скважины.

ЗАДАЧА №3. Вычислить балансовые запасы нефтяной залежи круговой формы при пластовых и стандартных условиях. Исходные данные приведены в таблице 5.

Таблица 5 – Исходные данные

Наименование исходных данных		№ варианта
		1		2		3		4		5		6		7		8		9		10		11		12		13		14		15
Радиус залежи Rз, км		4,85		4,95		5,05		4,65		4,45		4		5,05		5,15		5,25		5,35		5,15		5,1		4,85		5,05		5,15
Средняя нефтенасыщенная толщина пласта h, м		8,4		12,1		6,9		6		11,3		10,3		14,2		12,9		15,1		10,5		11		12		13		14		8,5
Средний коэффициент открытой пористости m, %		0,22		0,21		0,23		0,24		0,25		0,26		0,28		0,21		0,25		0,26		0,22		0,23		0,24		0,25		0,26
Средняя нефтенасыщенность пласта s, доли ед.		0,75		0,65		0,71		0,72		0,73		0,73		0,74		0,75		0,76		0,7		0,71		0,72		0,73		0,74		0,74
Плотность дегазированной нефти ρнд, кг/м3		810		861		862		799		795		867		798		783		810		814		861		862		863		864		808
Газонасыщенность пластовой нефти Г0, м3/м3		151		152		153		148		147		149		145		154		153		151		149		148		146		147		148
Плотность газа при стандартных условиях ρг, кг/м3		1,165		1,159		1,163		1,161		1,162		1,168		1,169		1,163		1,165		1,168		1,168		1,169		1,161		1,168		1,168
Пластовая температура tпл, °С		70		71		72		73		74		69		68		67		72		73		70		71		72		73		74
Пластовое давление Рпл, МПа		21,3		22,3		22,4		22,5		22,6		22,7		22,8		22,9		22,8		22,4		22,1		22,2		22,3		22,4		22,5
Коэффициент сжимаемости дегазированной нефти βн *10-4, 1/МПа		6,5		5,7		5,8		5,6		5,6		5,8		5,9		5,6		5,7		5,9		5,6		5,7		5,9		5,6		5,7
Наименование исходных данных	№ варианта
	16		17		18		19		20		21		22		23		24		25		26		27		28		29		30
Радиус залежи Rз, км	4,85		4,95		5,05		4,65		4,45		4		5,05		5,15		5,25		5,35		5,15		5,1		4,85		5,05		5,15
Средняя нефтенасыщенная толщина пласта h, м	8,4		12,1		6,9		6		11,3		10,3		14,2		12,9		15,1		10,5		11		12		13		14		8,5
Средний коэффициент открытой пористости m,%	0,22		0,21		0,23		0,24		0,25		0,26		0,28		0,21		0,25		0,26		0,22		0,23		0,24		0,25		0,26
Средняя нефтенасыщенность пласта s, доли ед.	0,75		0,65		0,71		0,72		0,73		0,73		0,74		0,75		0,76		0,7		0,71		0,72		0,73		0,74		0,74
Плотность дегазированной нефти ρ нд, кг/м3	810		861		862		799		795		867		798		783		810		814		861		862		863		864		808
Газонасыщенность пластовой нефти Г0, м3/м3	151		152		153		148		147		149		145		154		153		151		149		148		146		147		148
Плотность газа при стандартных условиях ρг, кг/м3	1,165		1,159		1,163		1,161		1,162		1,168		1,169		1,163		1,165		1,168		1,168		1,169		1,161		1,168		1,168
Пластовая температура tпл, °С	70		71		72		73		74		69		68		67		72		73		70		71		72		73		74
Пластовое давление Рпл, МПа	21,3		22,3		22,4		22,5		22,6		22,7		22,8		22,9		22,8		22,4		22,1		22,2		22,3		22,4		22,5
Коэффициент сжимаемости дегазированной нефти βн *10-4, 1/МПа	6,5		5,7		5,8		5,6		5,6		5,8		5,9		5,6		5,7		5,9		5,6		5,7		5,9		5,6		5,7

Указания к решению задачи

1. Необходимо рассчитать площадь нефтеносности круговой залежи:

2. Для расчета балансовых запасов при пластовых условиях необходимо предварительно определить ρ_нп. Плотность пластовой нефти рассчитывается по формуле, для чего необходимо сначала вычислить объемный коэффициент нефти b_н.

3. Объемный коэффициент нефти можно рассчитать по следующей формуле:

Для расчета объемного коэффициента необходимо:

1. рассчитать относительную плотность дегазированной нефти:

2. найти значение эмпирического коэффициента λ₀:

3. найти значение коэффициента термического расширения дегазированной нефти α_н:

4. По формуле (1) и (2) вычислить балансовые запасы нефти.

5. Рассчитать разницу Q_нб и Q^/_нб, которая составит массу растворенного в нефти при пластовых условиях газа, т.

Для новых месторождений (залежей) и для залежей, из которых отобрано значительное количество газа, рекомендуется объемный метод подсчета запасов газа.

Балансовые запасы газа в залежи, приведенные к стандартным условиям, рассчитывают по следующей формуле:

гдеV_г –балансовые запасы газа, приведенные к стандартным условиям, м³; s_г – средняя газонасыщенность пласта, Р_пл и Р₀ – соответственно пластовое и нормальное давление, МПа; Т_пл и Т_ст – соответственно пластовая и стандартная температура, К; z- коэффициент сжимаемости реального газа.

Если вместо газонасыщенности пласта задают содержание в порах связанной воды s_в, то газонасыщенность определяют как: s_г=1-s_в