Добавил:

ivanov666 Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Башкирский Государственный Аграрный Университет

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

Основы нефтегазопромыслового дела. Учебное пособие

.pdf

Скачиваний:

Добавлен:

11.08.2026

Размер:

563 Кб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 67 / 87 8 > Следующая >>>

вольно длительный отрезок времени. Этот тип аппаратов применяют на установках каталитического риформинга.

3. Пустотелые цилиндрические или змеевиковые реакционные аппараты (характеризуются политропическими условиями). К полит-

ропическим аппаратам относятся ректоры, со сравнительно развитой поверхностью теплообмена и катализатором с небольшим слоем в направлении потока тепла, что обеспечивает небольшое различие температурного режима в слое катализатора.

		ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Данное издание предназначено для студентов дневной и заочной
форм обучения. В пособии произведены подсчёты запасов нефти и
газа объёмным методом. Запасы нефти и газа подсчитаны как началь-
ные, так и остаточные.
Собственно объёмный метод подсчёта запасов нефти основан на
знании геологических условий залегания нефти в пласте. Он является
основным методом и используется для подсчёта запасов нефти для
залежей с любым режимом разработки.
В данной работе представлен материал для изучения особенно-
стей разработки литологически экранированной				нефтяной залежи
(замкнутый	режим) и	сравнение	с	водонапорным -	реж
мом разработки.

Рассмотрены теоретические основы технологии вскрытия пласта и освоения скважин.

Представлена обзорная часть по процессам первичной перера-

ботки нефти.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Методические рекомендации по применению Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов, утверждённой приказом Министерства при-

родных ресурсов и экологии Российской Федерации от 01.11.2013 № 477.

2. Подсчёт запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компо-

нентов: справочник / Под ред. В.В. Стасенкова, И.С. Гутмана. – М., Недра, 1989. – 270 с.

3. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология залежей углеводородов:

учебник для вузов / Ю.И. Брагин, С.Б. Вагин, И.С. Гутман, И.П. Чоловский. – М.:

Нефть и газ, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002. – 446 с.

4. Классификация запасов и ресурсов нефти и горючих газов. Нормативно-

методическая документация. – М.: ЕСОЭН, 2016. – 320 с.

5.Пермяков И.Г. Геологические основы поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Недра, 2001. – 377 с.

6.Середа Н.Г., Муравьев В.М. Основы нефтяного и газового дела: учебник для вузов. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Недра, 2002. – 287 с.

7.Основы разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений:

учебно-метод.	пособие	к	выполнению	лабораторного - практ
ма / А.М. Зиновьев. – Самара: Самар. гос. техн. ун-т, 2016. – 64 с.
8. Скобло А.И., Трегубова И.А.,			Молоканов Ю.К.	Процессы и аппараты

нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. – 2-е. изд., пе-

рераб. и доп. – М.: Химия, 1982.

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение 1

Таблица П1

Исходные данные для расчёта начальных, остаточных, балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа и прогноза показателей разработки

	№ варианта	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
	Накопленная добыча нефти, тыс. т	717	834	844	736	720	950	728	874	946	960	1264	564	1064	1136	1082
	Площадь нефтеносности залежи, м2	3500	3850	3950	3750	3550	4200	4200	4390	4259	4410	4510	2780	4000	3700	3560
	Эффективная нефтенасыщенная	3,3	3,9	4,13	3,77	3,45	4,6	4,05	4,3	3,9	4,27	5,9	6	6,05	5,8	5,7
	толщина, м	3,3	3,9	4,13	3,77	3,45	4,6	4,05	4,3	3,9	4,27	5,9	6	6,05	5,8	5,7
	толщина, м
64	Коэффициент пористости, д. ед	0,21	0,22	0,23	0,24	0,25	0,26	0,27	0,28	0,29	0,30	0,31	0,32	0,33	0,34	0,35

	Коэффициент нефтенасыщенности,	0,751	0,752	0,753	0,754	0,755	0,756	0,757	0,758	0,759	0,760	0,761	0,762	0,763	0,764	0,765
	д. ед	0,751	0,752	0,753	0,754	0,755	0,756	0,757	0,758	0,759	0,760	0,761	0,762	0,763	0,764	0,765
	д. ед
	Плотность нефти в поверхностных	0,870	0,871	0,872	0,873	0,874	0,875	0,876	0,877	0,878	0,879	0,880	0,881	0,882	0,883	0,884
	условиях, т/м3	0,870	0,871	0,872	0,873	0,874	0,875	0,876	0,877	0,878	0,879	0,880	0,881	0,882	0,883	0,884
	Переводной коэффициент из пластовых	0,915	0,915	0,915	0,915	0,915	0,915	0,915	0,915	0,915	0,915	0,915	0,915	0,915	0,915	0,915
	условий в поверхностные	0,915	0,915	0,915	0,915	0,915	0,915	0,915	0,915	0,915	0,915	0,915	0,915	0,915	0,915	0,915
	условий в поверхностные

	Газовый фактор, м3/т	38,1	38,2	38,3	38,4	38,5	38,6	38,7	38,8	38,9	39,0	39,1	39,2	39,3	39,4	39,5
	Коэффициент нефтеотдачи, д. ед.	0,585	0,585	0,585	0,585	0,585	0,585	0,585	0,585	0,585	0,585	0,585	0,585	0,585	0,585	0,585

Окончание таблицы П1

	№ варианта	16	17	18	19	20	21	22	23	24	25	26	27	28	29	30
	Накопленная добыча нефти, тыс. т	3908	1436	1027	2480	922	8193	2539	2551	970	643	2433	541	843	250	3553
	Площадь нефтеносности залежи, м2	7556	2804	20958	9370	2154	31108	6011	4175	10462	12362	5111	11454	4035	1031	2746
	Эффективная нефтенасыщенная	6,3	8,0	2,6	5,0	12	8,2	8,3	7,9	4,0	4,8	5,7	2,6	8,0	7,9	10
	толщина, м	6,3	8,0	2,6	5,0	12	8,2	8,3	7,9	4,0	4,8	5,7	2,6	8,0	7,9	10
	толщина, м
	Коэффициент пористости, д. ед	0,2	0,17	0,1	0,19	0,11	0,12	0,2	0,21	0,12	0,13	0,21	0,10	0,2	0,25	0,25

	Коэффициент нефтенасыщенности,	0,93	0,95	0,81	0,92	0,91	0,87	0,84	0,93	0,81	0,73	0,85	0,81	0,76	0,91	0,94
	д. ед	0,93	0,95	0,81	0,92	0,91	0,87	0,84	0,93	0,81	0,73	0,85	0,81	0,76	0,91	0,94
	д. ед
	Плотность нефти в поверхностных	0,876	0,824	0,812	0,838	0,865	0,814	0,796	0,928	0,816	0,846	0,871	0,812	0,872	0,904	0,905
	условиях, т/м3	0,876	0,824	0,812	0,838	0,865	0,814	0,796	0,928	0,816	0,846	0,871	0,812	0,872	0,904	0,905
	Переводной коэффициент из пластовых	0,940	0,902	0,855	0,836	0,947	0,893	0,815	0,975	0,898	0,866	0,937	0,855	0,957	0,98	0,971
	условий в поверхностные	0,940	0,902	0,855	0,836	0,947	0,893	0,815	0,975	0,898	0,866	0,937	0,855	0,957	0,98	0,971
	условий в поверхностные

65	Газовый фактор, м3/т	20,2	34,1	70,4	72,3	24	51	96	10,8	49,3	58,6	21,8	70,4	7,8	13,2	10
	Коэффициент нефтеотдачи, д. ед	0,601	0,600	0,405	0,542	0,581	0,514	0,65	0,52	0,42	0,327	0,614	0,41	0,454	0,452	0,663

Приложение 2

Таблица П2

Исходные данные для определения запасов

					Давле-	Коэффициент					Плотность	Объём-	Проектный		Накоп-
		Пло-		Пла-	Давле-	сжимаемости					Плотность	Объём-	Проектный	Газо-	ленная
		Пло-		Пла-	ние	сжимаемости				Нефтена-	нефти в	ный	конечный	Газо-	ленная
		щадь	Тол-	стовое	ние		поро-		Пори-	Нефтена-	нефти в	ный	конечный	вый	добыча
		щадь	Тол-	стовое	насы-	нефти	поро-	воды	Пори-	сыщен-	поверх-	коэффи-	коэффици-	вый	добыча
	№	зале-	щина	давле-	насы-	нефти	ды	воды	стость	сыщен-	поверх-	коэффи-	коэффици-	фак-	нефти
	№	зале-	щина	давле-	щения		ды		стость	ность, α	ностных	циент	ент нефтеиз-	фак-	нефти
		жи F,	h, м	ние Рпл,	щения	βн,	βп,	βв,	m, %	ность, α	ностных	циент	ент нефтеиз-	тор,	через
		жи F,	h, м	ние Рпл,	Рнас,	βн,	βп,	βв,	m, %	д.ед	усл, ρн пов	нефти,	влечения,	тор,	через
		тыс м2		МПа	Рнас,	·10-4	·10-4	· 10-4		д.ед	усл, ρн пов	нефти,	влечения,	Г м3/т	15 лет,
		тыс м2		МПа	МПа	·10-4	·10-4	· 10-4			т/м3	Вн, д.ед	КИН, д.ед	Г м3/т	15 лет,
						1/МПа	1/МПа	1/МПа							ΣQ тыс т
	При-	10000	10	16	6	11	0,68	4,7	11	0,8	0,78	1,021	0,431	13	1159
	мер	10000	10	16	6	11	0,68	4,7	11	0,8	0,78	1,021	0,431	13	1159
	мер
	1	5072,2	7,5	27,4	16,1	10,3	0,71	3,2	12	0,81	0,786	1,023	0,434	14,4	493
	2	10468	11,9	13,9	5,1	12,4	0,98	4,6	13	0,82	0,792	1,025	0,437	15,8	1794
66	3	5563	10,4	31,3	19	18,4	0,68	7,4	14	0,83	0,798	1,027	0,44	17,2	919
66	4	9201	7,8	18,6	7	13,5	0,91	6,3	15	0,84	0,804	1,029	0,443	18,6	1252
	5	59266	8,3	21,4	12,1	7,2	0,62	4,1	16	0,85	0,81	1,031	0,446	20	9377
	6	84385	7,9	28,8	13,5	11,1	0,87	8,4	17	0,86	0,816	1,033	0,449	21,4	13827
	7	76260	9,5	11,4	4,8	8,9	0,9	6,7	10	0,87	0,822	1,021	0,452	22,8	9175
	8	24120	7,1	27,1	11,3	12,8	0,48	4,3	11	0,88	0,828	1,023	0,455	24,2	2442
	9	11347	5,4	17,8	5,4	18	0,26	2,1	12	0,89	0,834	1,025	0,458	25,6	975
	10	29146	6,3	36,4	18,1	16,4	0,81	5,4	13	0,9	0,84	1,027	0,461	27	3240
	11	6740	10,5	9,7	3,3	15,1	0,75	4,1	14	0,91	0,846	1,029	0,464	13,1	1376
	12	8923	6,4	15,4	4,3	26,2	0,21	3,5	15	0,92	0,852	1,031	0,467	14,5	1217
	13	17540	3,2	26,3	15,8	31,5	0,56	6,7	16	0,8	0,858	1,033	0,47	15,9	1122
	14	56829	5,4	10,8	5,1	16,4	0,48	5,1	17	0,81	0,864	1,021	0,473	17,3	6766
	15	44323	4,3	9,1	3	19,1	0,21	3,2	10	0,82	0,87	1,023	0,476	18,7	2531
	16	21517	7,7	30,5	17	25,3	0,85	5,6	11	0,83	0,876	1,025	0,479	20,1	2477
	17	31120	2,1	12,4	4,1	15	0,96	8,1	12	0,84	0,882	1,027	0,482	21,5	1091
	18	59266	8,3	21,4	12,1	18,4	0,68	7,4	13	0,85	0,888	1,029	0,485	22,9	9100

Окончание табл. П2

					Давле-	Коэффициент					Плотность	Объём-	Проектный		Накоп-
		Пло-		Пла-	Давле-	сжимаемости					Плотность	Объём-	Проектный	Газо-	ленная
		Пло-		Пла-	ние	сжимаемости				Нефтена-	нефти в	ный	конечный	Газо-	ленная
		щадь	Тол-	стовое	ние		поро-		Пори-	Нефтена-	нефти в	ный	конечный	вый	добыча
		щадь	Тол-	стовое	насы-	нефти	поро-	воды	Пори-	сыщен-	поверх-	коэффи-	коэффици-	вый	добыча
	№	зале-	щина	давле-	насы-	нефти	ды	воды	стость	сыщен-	поверх-	коэффи-	коэффици-	фак-	нефти
	№	зале-	щина	давле-	щения		ды		стость	ность, α	ностных	циент	ент нефтеиз-	фак-	нефти
		жи F,	h, м	ние Рпл,	щения	βн,	βп,	βв,	m, %	ность, α	ностных	циент	ент нефтеиз-	тор,	через
		жи F,	h, м	ние Рпл,	Рнас,	βн,	βп,	βв,	m, %	д.ед	усл, ρн пов	нефти,	влечения,	тор,	через
		тыс м2		МПа	Рнас,	·10-4	·10-4	· 10-4		д.ед	усл, ρн пов	нефти,	влечения,	Г м3/т	15 лет,
		тыс м2		МПа	МПа	·10-4	·10-4	· 10-4			т/м3	Вн, д.ед	КИН, д.ед	Г м3/т	15 лет,
						1/МПа	1/МПа	1/МПа							ΣQ тыс т
	При-	10000	10	16	6	11	0,68	4,7	11	0,8	0,78	1,021	0,431	13	1159
	мер	10000	10	16	6	11	0,68	4,7	11	0,8	0,78	1,021	0,431	13	1159
	мер
	19	84385	7,9	28,8	13,5	13,5	0,91	6,3	14	0,86	0,78	1,031	0,488	24,3	11853
	20	76260	9,5	11,4	4,8	7,2	0,62	4,1	15	0,87	0,786	1,033	0,491	25,7	14128
	21	10468	11,9	13,9	5,1	10,3	0,71	3,2	16	0,88	0,792	1,021	0,431	27,1	2346
	22	5563	10,4	31,3	19	12,4	0,98	4,6	17	0,89	0,798	1,023	0,434	12,2	1185
67	23	9201	7,8	18,6	7	16,4	0,81	5,4	10	0,9	0,804	1,025	0,437	13,6	886
67	24	6740	10,5	9,7	3,3	15,1	0,75	4,1	11	0,91	0,81	1,027	0,44	15	983
	24	6740	10,5	9,7	3,3	15,1	0,75	4,1	11	0,91	0,81	1,027	0,44	15	983
	25	56829	5,4	10,8	5,1	16,4	0,48	5,1	12	0,92	0,816	1,029	0,443	16,4	4761
	26	31120	2,1	12,4	4,1	19,1	0,21	3,2	13	0,8	0,822	1,031	0,446	17,8	967
	27	5072,2	7,5	27,4	16,1	8,9	0,9	6,7	14	0,81	0,828	1,033	0,449	19,2	621
	28	10468	11,9	13,9	5,1	12,8	0,48	4,3	15	0,82	0,834	1,021	0,452	20,6	2263
	29	44323	4,3	9,1	3	26,2	0,21	3,5	16	0,83	0,84	1,023	0,455	22	3782
	30	21517	7,7	30,5	17	25,3	0,85	5,6	17	0,84	0,846	1,025	0,458	23,4	3577

Приложение 3

ТЕСТ ДЛЯ САМОКОНТРОЛЯ ЗНАНИЙ

1. Укажите, как расшифровать термин «углеводороды»:

а) углекислый газ + водород;

б) углерод + водород.

2.Определите, что такое пористость:

а) объём пустот в породе; б) объём трещин и разломов в пласте.

3.Определите, что такое коэффициент извлечения нефти

(КИН):

а) извлекаемые запасы, поделенные на балансовые или геологи-

ческие запасы;

б) геологические запасы, поделенные на извлекаемые запасы; в) произведение коэффициента вытеснения на нефтенасыщен-

ность.

4. Укажите, что такое газовый фактор:

а) отношение текущей добычи нефти к текущей добыче газа;

б) отношение объёма выделенного из нефти газа к объёму нефти при атмосферном давлении.

5. Перечислите способы, с помощью которых можно опреде-

лить насыщенность порового пространства различными фазами:

а) измерение электропроводности пористой среды, б) взвешивание образца (весовой метод);

в) определение пористости пород, давления насыщения, темпера-

туры горных пород.

6. Дайте определение понятию «накопленная добыча нефти»:

а) добыча нефти за весь период разработки; б) добыча нефти за последние пять лет разработки;

в) добыча нефти за месяц разработки пласта.

7. Определите, что такое добыча жидкости:

а) суммарная добыча нефти, воды и газа;

б) суммарная добыча нефти и воды.

8. Назовите фактор, который влияет на добычу газа из нефтяного месторождения в процессе его разработки:

а) содержание газа в пластовой нефти; б) подвижность газа относительно подвижности нефти в пласте;

в) отношение пластового давления к давлению насыщения;

г) количество добываемой нефти и воды.

9. Укажите, что представляют балансовые запасы нефти:

а) запасы, извлекаемые из недр при наиболее полном и рацио-

нальном использовании современной техники; б) запасы нефти, находящиеся в промышленной разведке место-

рождения.

10. Определите, что собой представляют забалансовые запасы нефти:

а) запасы нефти, которые в ближайшем будущем отбирать не рентабельно, но которые могут рассматриваться в качестве объекта для промышленного освоения в будущем;

б) запасы нефти, которые обладают высоким качеством нефти и высокой производительностью скважин.

11. Укажите, как определяют пересчетный коэффициент:

а) по результатам лабораторного анализа глубинной пробы нефти;

б) по фракционному составу растворённого газа;

в) с помощью объёмного коэффициента (θ = 1/ в);

д) отношение объёма нефти в пластовых условиях к отношению нефти в поверхностных условиях.

12. Укажите, какая категория запасов нефти самая результативная:

а) категория А; б) категория В1; в) категория В2; г) категория С1; д) категория С2.

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 67 / 87 8 > Следующая >>>

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

#
12.08.2026674 Кб0Основы научных исследований. Методические указания к практическим работам для обучающихся по направлению 38.03.02 Менеджмент.pdf
#
15.08.2026829 Кб0Основы научных исследований. Учебное пособие-1.pdf
#
15.08.2026785 Кб0Основы научных исследований. Учебное пособие-2.pdf
#
12.08.20261 Мб0Основы научных исследований. Учебное пособие.pdf
#
12.08.2026925 Кб0Основы непрерывного профессионального образования. Учебное пособие.pdf
#
11.08.2026563 Кб0Основы нефтегазопромыслового дела. Учебное пособие.pdf
#
12.08.2026971 Кб0Основы нормотворчества. Учебное пособие.pdf
#
12.08.2026844 Кб0Основы общей и экологической токсикологии. Учебное пособие.pdf
#
12.08.2026844 Кб0Основы общей микробиологии и иммунологии. Учебное пособие.pdf
#
12.08.20261 Мб0Основы общей психопатологии. Учебное пособие.pdf
#
12.08.20261 Мб0Основы общей токсикологии. Учебное пособие.pdf