Разработка нефтяных месторождений ответы
.pdfvk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Вопросы на экзамен по дисциплине «Разработка нефтяных месторождений»
1.Понятие, цели и задачи разработки нефтяных месторождений;
Это управление процессами движения нефти, газа, воды в пласте, скважинах, объектах промыслового обустройства с целью добычи этих и других ценных компонентов. Задача: на основе полученного ограниченного объема информации составить представление о месторождении в целом и сделать достоверный прогноз о проходящих в нем процессах при реализации различных систем разработки.
2.Теория разработки нефтяных месторождений;
Это наука о проведении и оптимизации реальных сложных динамических процессов добычи нефти с учетом всех фактически имеющихся неоднородностей, несовершенств и недостатков
Включает в себя:
-теорию прогнозирования показателей разработки
-теорию анализа и оптимизации показателей разработки
-теорию увеличения нефтеизвлечения из продуктивных пластов
3.Залежь как единая гидродинамическая система с законтурной зоной;
Залежь представляет собой единую гидродинамическую систему с окружающей ее водонапорной системой (частью которой залежь является). Это ярко подтверждается примерами. Пласты некоторых залежей нефти в городе Грозный выходят на поверхность на юге в Черных горах (примерно в 40 км), где в них поступает дождевая вода и вода таяния снегов. Севернее города (в 10 км) эти слои выходят частично на поверхность на Терском хребте в районе станицы Горячеводской. После значительных отборов нефти с водой на грозненских залежах горячие источники у станицы иссякли. Следовательно, грозненские залежи представляют собой единое гидродинамическое целое с рассматриваемой водонапорной системой, являясь ее частью. Расстояния, на которые распространяется взаимодействие месторождений, велики
4.Изменение давления в залежи при ее разработке
В процессе разработки давление в залежи изменяется и на различных участках пласта оно разное. Вблизи нагнетательных скважин давление повышенное, а около добывающих – пониженное. С первых дней «жизни» месторождения. Предусматривается организация систем ППД
5.Особенности вытеснения нефти водой из трещиновато-пористых коллекторов;
В процессе разработки трещиновато – пористых пластов давление быстрее распространяется по системе трещин. Поэтому возникают перепады между давлениями в трещинах и блоках, которые вызывают перетоки жидкости между трещинами и блоками (матрицами) пород. Это приводит к запаздыванию перераспределения давления по сравнению с перераспределением давления в однородных пластах.
Закачиваемая в такие пласты вода быстро прорывается по трещинам к добывающим скважинам, оставив нефть в блоках породы. Из самой системы трещин нефть вытесняется довольно эффективно, коэффициент вытеснения достигает 0,85.
6. Скорость капиллярной пропитки трещиновато-пористых коллекторов;
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
7.Расчет показателей разработки трещиновато-пористого пласта
8.Основные уравнения разработки залежи (уравнения материального баланса, технологического режима эксплуатации скважин, притока флюидов к скважине, движения в подъемных трубах);
Основными являются уравнения:
материального баланса;
Уравнения материального баланса используются для определения показателей разработки месторождений, запасов залежей по данным об отобранных из них объемах газа и жидкости.
начальная масса Мн нефти в пласте равняется отобранной к моменту t массе нефти Мдоб и оставшейся в пласте массы нефти Мост:
М |
н |
М |
ост |
(t) М |
доб |
(t). |
|
|
|
|
технологического режима эксплуатации скважин;
притока флюидов к скважине;
движения в подъемных трубах.
9.Анализ разработки нефтегазовой залежи на основе промысловых данных с помощью метода материального баланса
10.Задачи разработки нефтяных залежей с применением теории упругого
режима;
Теорию упругого режима применяют для решения следующих задач разработки нефтяных залежей.
1.Определение параметров по КВД в остановленных скважинах.
2.Определение параметров пласта между скважинами А и Б по кривой изменения давления в реагирующей скважине А после изменения режима работы возмущающей скважины Б.
3.Определение давления на первоначальном контуре нефтеносности залежи при известном поступлении воды из законтурной области или определение объема воды, поступающей
взалежь, при известном изменении давления в ней.
11.Упруговодонапорный режим;
При упруговодонапорном режиме в залежь поступает законтурная и подошвенная вода. Приток ее к забоям скважин обуславливается как упругой энергией сжатых воды, нефти и скелета породы пласта, так и напором продвигающейся в залежь воды из законтурной зоны. Продвижение воды замедляет падение пластового давления, что благоприятно влияет на дебиты и число скважин, необходимое для обеспечения запланированного отбора из залежи, на продолжительность фонтанной эксплуатации и другие технологические параметры.
12. Прогнозирование показателей разработки месторождений при упруговодонапорном режиме;
В результате продвижения подошвенной или контурной вод происходит уменьшение нефтенасыщенного объема и замедление темпа падения пластового давления.
Величина суммарного объема внедрившейся в залежь пластовой воды Qв(t) зависит от: фильтрационных параметров нефтяной залежи и ее формы; темпа отбора флюидов; размеров водоносного бассейна и запасов его упругой энергии, применяемой системы разработки, вскрытия пластов и размещения эксплуатационных скважин; последовательности ввода в разработку высоко– и низкопроницаемых участков залежи т. д.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
13. Аппроксимация Ван Эвердингена и Херста для круговой залежи;
Для случая, когда залежь радиусом R3 дренирует однородный водоносный пласт с постоянным по времени дебитом воды qв=const, они получили формулу, описывающую изменение во времени давления на контуре залежи:
где
f |
0 |
|
t
/
R |
2 |
|
|
3 |
|
p(R |
, |
3 |
|
; h, k и
t)
p |
|
|
q |
в |
|
в |
p( f |
|
) |
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
н |
|
2 |
k h |
|
0 |
|
||
|
|
|
|
|
|
||||
– толщина, проницаемость и пьезопроводность водоносного
пласта; в – коэффициент динамической вязкости воды; параметра Фурье f0.
р(
f |
0 |
|
)
– табулированная функция
14.Определение показателей разработки залежи при упруго водонапорном
режиме
15.Физико-химические свойства двуокиси углерода обуславливающие её применение при разработке нефтяных месторождений;
Двуокись углерода (СО2) очень хорошо смешивается с нефтью.
При переходе в жидкое состояние вязкость СО2 значительно увеличивается – примерно в 3 раза. С ростом давления вязкость углекислоты также увеличивается. При повышениеи температуры вязкость СО2 понижается
При смешивании углекислоты с нефтью, сфальтены, смолы некоторые иные вещества содержащиеся в нефти слабо растворяются в СО2 и выпадают в осадок
Двуокись углерода растворяется в воде намного хуже чем в нефти (примерно в 10 раз хуже). Таким образом, двуокись углерода в жидком или состоянии используется как растворитель нефти, уменьшающий её вязкость, способствующий её «набуханию»
16. Схема вытеснения нефти из прямолинейного пласта оторочкой двуокиси углерода;
1 – вода; 2 – тяжелый остаток; 3 – область смешения СО2 и воды; 4 - распределение концентрации СО2 в воде; 5 – оторочка СО2; 6 – распределение концентрации СО2 в нефти
(без тяжелого остатка); 7 – область смешения СО2 и нефти; 8 – нефть; 9 – связанная вода [6]
17. Определение основных параметров разработки месторождений при вытеснении нефти оторочкой двуокиси углерода
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
18. Сорбция поверхностно-активных веществ (ПАВ), изотермы сорбции
Генри;
19. Основные преимущества при вытеснении нефти растворами ПАВ;
При разработке нефтяных месторождений растворами поверхностно-активных веществ происходят следующие физические процессы способствующие эффективному вытеснению нефти:
существенно снизятся капиллярные силы и поверхностное натяжение на контакте нефть с водой;
улучшится смачиваемость водой поверхности зерен породы и пленки нефти станут лучше отмываться от пород;
нефть хорошо растворяется в такой воде (смешивается с ней) поэтому ее легче извлечь из пласта, со снижением поверхностного натяжения глобулы остаточной нефти в заводненной области пласта будут легче деформировать свою поверхность и продвигаться через сужения пор.
20. Схема вытеснения нефти из прямолинейного пласта водным раствором
ПАВ;
Схема вытеснения нефти из |
прямолинейного пласта водным раствором ПАВ: |
область 1 |
(от х = 0 до x = xсор); область 2 (от |
х* до xсор); область 3 ( ≤ ≤ в); область 4 ( |
хв < х<l) |
21. Кривые относительных проницаемостей при вытеснении нефти водным раствором ПАВ;
Кривые относительных проницаемостей при вытеснении нефти обычной водой и водным раствором ПАВ. Относительная проницаемость: 1 – kH для нефти при вытеснении ее
обычной водой; 2 – kH 1 для нефти при вытеснении ее водным раствором ПАВ; 3 – kB для обычной воды; 4 – kB 1 для водного раствора ПАВ [9]
22. Распределение водонасыщенности и концентрации ПАВ в пласте при непоршневом вытеснении нефти водным раствором ПАВ
Водонасыщенность, нефтенасыщенность и концентрация ПАВ в некоторый момент времени t имеет вид, показанный на рисунке 6.1. ПАВ, адсорбируясь в пласте, занимает область
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
0 x x |
сор |
|
, где хсор – координата границы сорбировавшегося в пласте ПАВ или «фронта сор-
бции». Область перед «фронтом сорбции» занята нефтью, дополнительно вытесненной из области под действием ПАВ. Область же ≤ ≤ в занята нефтью и водой, уже не содержащей ПАВ. Таким образом, несмотря на то что водный раствор ПАВ закачивают в пласт с начала разработки, вытеснение нефти и дополнительное ее извлечение из пласта происходят только в
области |
0 |
x x |
сор |
. На границе |
|
|
0 x
очистилась от ПАВ в области направо со скоростью wсор=dxсор/dt
же х = хв нефть вытесняется обычной водой, которая
x |
сор |
. Фронт сорбции с координатой хсор «движется» слева |
|
23. Зависимость скоростей фильтрации воды и дилатантной жидкости от градиента давления;
Зависимость скоростей фильтрации воды и дилатантной жидкости от градиента давления grad р
При фильтрация водного раствора полимеров с увеличением градиента давления скорость его движения возрастает все медленнее по сравнению со скоростью воды по закону Дарси. Жидкость, скорость фильтрации которой нелинейно зависит от градиента давления и, притом, с каждым приращением градиента давления она возрастает на все меньшую величину, называется дилатантной
24.Механизмы вытеснения нефти полимерными растворами;
25.Схема вытеснения нефти из прямолинейного пласта полимерным
раствором;
26.Начальная пластовая температура и ее распределение на месторождении;
Начальная пластовая температура и ее распределение на месторождении определяются геотермическими условиями. Обычно пластовая температура соответствует среднему геотермическому градиенту в геологическом регионе. Однако наблюдаются и существенные отклонения. Зоны земной коры с высокой температурой называются геотермальными. Температурным режимом месторождения называют распределение пластовой температуры и ее изменение за счет теплопроводности и конвекции.
Изменение содержания тепла в пласте и, следовательно, пластовой температуры происходит в основном при закачке в пласт воды, с иной температурой, чем начальная пластовая, при отборе нефти, а также при экзотермических реакциях в пласте.
27.Перенос тепла в пласте за счет конвекции и теплопроводности;
28.Скорость распространения тепла в однородном прямолинейном пласте за
счет теплопроводности;
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
29. Схема вытеснения нефти из прямолинейного пласта горячей водой;
30. Уравнение теплопереноса Ловерье;
+ [ (1 − ) + + (1 − )] − 2 = 0.
31. Закономерности премещения области насыщенного пара с постоянной температурой в пласте (уравнение Маркса– Лангенгейма);
q q |
Пл |
2q b x |
|
|
T |
T |
|
Здесь q – количество тепла, вводимого в пласт в единицу времени с паром;
q |
Пл |
|
–
изменение за единицу времени тепла в нагретой области; – изменение за единицу времени тепла, отдаваемого в кровлю и подошву
32. тепловая эффективность процесса вытеснения нефти паром;
Вытеснение нефти из пласта водяным паром может осуществляться вблизи паронагнетательных скважин. При нагнетании насыщенного пара в нефтяной пласт По мере продвижения насыщенного пара в нефтяном пласте его сухость уменьшается. В итоге пар полностью сконденсируется и превратится в горячую воду.
33.Технология создания движущегося внутрипластового очага горения
(ВДОГ);
34.Скорость продвижения фронта горения в пласте;
определяется расходом окислителя qвоз (м3/сут) и Rвоз(м3/м3) :
ωф = qвоз/( Rвозbh) |
(9.1) |
где qвоз - расход воздуха в прямолинейный элемент пласта шириной b и толщиной h, охваченной горением.
35. Сухое внутрипластовое горение;
Сухое внутрипластовое горение осуществляется при нагнетании в пласт только воздуха
При сухом внутрипластовом горении скорость перемещения фронта конвекции в 5–7 раз меньше скорость движения фронта горения. Значит, тепло, генерируемое в зоне горения, мало работает на вытеснение нефти, оно остается позади области горения, бесполезно уходя в кровлю и подошву пласта.
Тепло, генерируемое в зоне горения, станет эффективнее использоваться если оно будет переноситься в область перед фронтом горения. При этом оно будет испарять легкие фракции
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
нефти, которые двинутся к добывающим скважинам, а оставшиеся тяжелые фракции будут сгорать.
36. Схема распределения температуры и насыщенности пористой среды пласта при влажном внутрипластовом горении;
Влажное горение в пласте осуществляется при закачке в него воздуха с водой.
При интенсивном горении ширина зоны горения с пиковой температурой мала (рисунок 9.3). Перед ней движется паровое плато с постоянной температурой. Она сильно насыщена водяным паром и продуктами горения. В ней в основном и происходит вытеснение нефти. Ее легкие фракции испаряются и вытесняются к добывающим скважинам.
37. Расчет основных параметров при внутрипластовом горении (коэффициента нефтеотдачи; дебитов скважин, продолжительности основного периода ВДОГ и др.)
Составитель: к.э.н. Янукян А.П. |
. |
|
|
|
|