Кол-во аудиторных часов при очной форме обучения

Стр 1 из 7Следующая ⇒

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

И КОНТРОЛЬНЫЕ ЗАДАНИЯ

Для студентов заочной формы обучения

по дисциплине «Разработка нефтяных и газовых

месторождений»

для специальности 130503 «Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений»

2010

Одобрена на заседании цикловой комиссии Протокол № от « » 2010г. Председатель цикловой комиссии ____________ Л.Н. Крылова

УТВЕРЖДАЮ Зам. директора по УР _______Л.С. Мавлявеева « » 2010 г.

Составила	Захарова И.М.	преподаватель нефтяных дисциплин ГАОУ СПО «Альметьевский политехнический техникум»
Рецензенты	Крылова Л.Н.	преподаватель нефтяных дисциплин ГАОУ СПО «Альметьевский политехнический техникум»
	Гаффарова Р.Т.	зам. начальника ЦДНГ-4 по геологии НГДУ «Елховнефть»

СОДЕРЖАНИЕ

	Стр.
1. Пояснительная записка	4
2. Тематический план	6
3. Содержание учебной дисциплины и методические указания	7
4. Перечень практических занятий	23
5. Задания для контрольной работы. Общие требования	24
6. Номера вариантов и контрольных вопросов	25
7. Контрольные вопросы	26
8. Методические указания к решению задач	29
9. Экзаменационные вопросы	49
10. Перечень рекомендуемой литературы	51

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

Методические указания и контрольные задания для студентов-заочников по учебной дисциплине «Разработка нефтяных и газовых месторождений» составлены в соответствии с Государственным образовательным стандартом среднего профессионального образования к минимуму содержания и уровню подготовки выпускников по специальности 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», (базовый уровень среднего профессионального образования).

Программа дисциплины «Разработка нефтяных и газовых месторождений» предназначена для реализации государственных требований к минимуму содержания и уровню подготовки выпускников по специальности 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» и является единой для всех форм обучения.

Учебная дисциплина «Разработка нефтяных и газовых месторождений» является дисциплиной специального цикла в структуре основной профессиональной образовательной программы по специальности.

Программа дисциплины «Разработка нефтяных и газовых месторождений» должна позволить студентам средне-специальных учебных заведений приобрести знания в области основ разработки нефтяных и газовых месторождений; методики разработки месторождений при естественных режимах и искусственном воздействии на них закачкой воды, различных веществ; а также созданием внутрипластовых процессов, связанных с изменением физико-химического состояния и температурного режима разрабатываемых объектов; методики выбора оптимальных вариантов разработки, способов проектирования, анализа и регулирования разработки.

В целях закрепления пройденного материала и приобретения студентами навыков самостоятельной работы, программой предусматривается проведение практических занятий расчетного характера.

Для лучшего усвоения студентами теоретических вопросов на занятиях следует применять различные наглядные пособия: схемы, плакаты, макеты, фотографии, учебные видеофильмы; а также организовывать экскурсии на технические выставки и учебные полигоны, на нефтегазодобывающие предприятия.

Для успешного усвоения дисциплины необходимы знания по таким дисциплинам как физика, химия, гидравлика, геология, ЭНиГС, Бурение НиГС, НГПО, Охрана труда.

В результате изучения дисциплины студент должен:

- иметь представление об основных направлениях совершенствования разработки нефтяных и газовых месторождений;

- знать основную руководящую и нормативно-техническую документацию по вопросам разработки нефтяных и газовых месторождений, требования рациональной разработки нефтяных и газовых месторождений, методы воздействия на пласт, правила охраны окружающей среды и недр при разработке нефтяных и газовых месторождений;

- уметь выбирать наиболее рациональную систему разработки нефтегазовых месторождений, проводить анализ и систематизацию информации, полученной в процессе эксплуатации скважин, исследования скважин и пластов.

В процессе преподавания дисциплины необходимо формировать у студентов интерес к профессии, навыки самостоятельного изучения материала и работы с нормативно-справочной литературой; применять эффективные формы и методы обучения, позволяющие развивать творческие способности студентов, внедрять в учебный процесс современные информационные технологии.

Необходимо соблюдать единство терминологии и обозначений в соответствии с действующими международными, государственными и отраслевыми стандартами.

К каждой теме даются методические указания по изучению тем, рекомендуемая литература и вопросы для самопроверки. Изучение программного материала полезно сопровождать составлением конспекта, в котором должны быть кратко записаны основные положения, определения, формулы, приведены поясняющие рисунки, схемы, графики. Успешному усвоению дисциплины способствует ознакомление с печатью периодических изданий: «Нефтяное хозяйство», «Нефть России», «Нефтепромысловое дело» и др.

Самостоятельная работа с основной и дополнительной литературой – основа изучения дисциплины. Цель данных методических указаний показать, что и в какой последовательности изучать, на что следует обратить особое внимание при изучении тем, как решаются технологические задачи, а также с помощью вопросов активизировать процесс усвоения и закрепления знаний, умений и навыков.

В процессе изучения дисциплины предусмотрено выполнение домашней контрольной работы. По окончании курса проводится контроль в виде экзамена.

ТЕМАТИЧЕСКИЙ ПЛАН

№

Наименование

Максимальная нагрузка

Самостоятельная нагрузка

Всего

В т.ч. практи-ческие занятия

Введение

Раздел 1. Физические свойства горных пород-коллекторов

Раздел 2. Состав и свойства пластовых флюидов

Раздел 3. Состояние жидкостей и газов в пластовых условиях

Раздел 4. Источники пластовой энергии и режимы работы нефтяных и газовых залежей

Раздел 5. Разработка нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений

Тема 5.1. Разработка нефтяных месторождений

Тема 5.2. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений

Тема 5.3. Разработка природных битумов и высоковязких нефтей

Тема 5.4. Новые способы и принципы разработки нефтяных месторождений

Раздел 6. Исследование нефтяных и газовых скважин

Тема 6.1. Исследование скважин при установившемся режиме

Тема 6.2. Исследование скважин при неустановившемся режиме

Тема 6.3. Исследование газовых и водонагнетательных скважин

Тема 6.4. Аппаратура для исследования скважин

Раздел 7. Поддержание пластового давления и методы увеличения нефтеотдачи пластов

Тема 7.1. Поддержание пластового давления

Тема 7.2. Межскважинная перекачка в системе поддержания пластового давления

Тема 7.3. Методы увеличения нефтеотдачи пластов

Раздел 8. Охрана окружающей среды и недр при разработке нефтяных и газовых месторождений

Всего по дисциплине

144

110

Таблица 1

СОДЕРЖАНИЕ УЧЕБНОЙ ДИСЦИПЛИНЫ

И МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

ВВЕДЕНИЕ

Нефть и природный газ - ценные полезные ископаемые. Роль и назначение учебной дисциплины «Разработка нефтяных и газовых месторождений» в подготовке специалистов и её связь с другими дисциплинами. Наука о разработке нефтяных и газовых месторождений, история развития науки. Современные проблемы разработки нефтяных и газовых месторождений России и пути их решения.

Литература: О-1 стр.3

Методические указания

Топливно-энергетический комплекс является одной из основ экономики России. Несмотря на расширение применения нетрадиционных источников энергии, нефть и газ остаются основными энергоносителями во всех странах мира.

Раскрывать значение нефти и газа необходимо в следующих аспектах:

- краткая история применения нефти и газа;

- основные продукты, получаемые из нефти и газа;

- нефть и газ – ценное сырье для переработки;

- газ – высококалорийное топливо.

Методические указания

Максимальное извлечение нефти и газа из недр при минимальных затратах времени и средств возможно лишь при глубоком изучении коллекторских, физико-механических и тепловых свойств горных пород.

Строение и свойства пластов, условия залегания флюидов были изучены в дисциплине «Геология», поэтому необходимо вспомнить ранее рассмотренный материал по вышеуказанной дисциплине.

При изучении темы следует особое внимание уделить таким коллекторским свойствам горных пород, как пористость и проницаемость, иметь четкое представление об их количественной характеристике. Важно знать закон Дарси – линейный закон фильтрации, на котором базируются гидродинамические процессы, происходящие в пластах при их разработке.

В заключение темы необходимо рассмотреть влияние механических и теплофизических свойств горных пород на разработку нефтяных месторождений.

Вопросы для самоконтроля

1. В каких породах залегает нефть?

2. Какие породы называют породами-коллекторами?

3. Перечислите и охарактеризуйте основные коллекторские и физические свойства пород-коллекторов.

4. Что такое пористость пород, какими показателями она характеризуется?

5. Пределы изменения пористости реальных коллекторов нефти и газа.

6. Что такое проницаемость, виды проницаемости?

7. Что такое коэффициент проницаемости, в каких единицах его измеряют, каким законом пользуются при его определении?

8. Что понимают под коэффициентом водо-, газо- и нефтенасыщенности породы?

9. Что понимают под карбонатностью горных пород? Какая необходимость в определении карбонатности горных пород?

10. перечислите и охарактеризуйте основные механические и теплофизические свойства горных пород.

Методические указания

Состав и свойства пластовых флюидов определяют товарные качества нефти и газа, условия работы и долговечность образования. Содержание в нефти сернистых соединений, парафина, смол ухудшают ее качество, вызывают осложнения при добыче, перекачке и переработке нефти. Товарные качества нефти, в свою очередь, определяют выбор технологии и ежегодные объемы добычи нефти и влияют на общие технико-экономические показатели разработки месторождения.

Все это требует детального изучения состава и свойств нефти, газа и воды; классификации по содержанию отдельных соединений. Также рекомендуется рассмотреть вопрос влияния состава и свойств флюидов на процессы добычи нефти.

Знания настоящей темы необходимы для выполнения геологического раздела курсового и дипломного проектов, по заданию которого требуется проанализировать товарные качества нефти конкретного месторождения.

При изучении материала необходимо обратить внимание на вопрос фазового состояния углеводородных систем, так как в меняющихся термодинамических условиях нефть и газ могут находиться в жидкой и паровой фазах, что требует отделения легко испаряющихся компонентов, а это влияет на выбор технологии разработки месторождения.

Вопросы для самоконтроля

1. Как влияет содержание парафина, смол, сернистых соединений на процесс добычи нефти?

2. Охарактеризуйте элементарный, групповой и фракционный составы нефти.

3. Какие нефти относятся к высокопарафинистым (сернистым)?

4. Как определяют плотность нефти? В каких пределах изменяется плотность нефти?

5. Что такое вязкость? В каких пределах изменяется вязкость нефти?

6. Виды вязкости.

7. Какие компоненты входят в состав природных газов?

8. Какой газ называется идеальным, жирным, сухим?

9. Какое давление называют давлением насыщения пластовой нефти?

10. Что такое критическое давление и критическое температура газа?

11. Что называют коэффициентом сверхсжимаемости газа, что он характеризует?

12. Объясните практическое применение диаграмм фазовых состояний углеводородных систем.

Практическое занятие №1

Определение приведённого пластового давления, давления насыщения нефти газом, объёмного коэффициента.

Определение плотности и усадки нефти в пластовых условиях, коэффициента сжимаемости газа, коэффициента растворимости газа.

Методические указания

Состояние и свойства пластовых флюидов в значительной степени зависят от величины пластовых давления и температуры, газосодержания. Распределение пластового давления по площади, динамика изменения во времени несут ценную информацию и показатели, характеризующие свойства нефти в пластовых условиях, необходимые при проектировании разработки месторождения.

На процесс извлечения нефти и газа оказывают непосредственное влияние пластовые воды, они участвуют во всех поверхностных явлениях, которые сопровождают движение нефти и газа в коллекторе. При выборе методов повышения нефтеотдачи пластов также требуется изучение свойств пластовых вод. Далее необходимо уделить достаточно внимания изучению молекулярно-поверхностных свойств пластовых жидкостей и закономерностям взаимодействия их с твердой фазой коллектора, одному из важнейших разделов науки о нефтяном пласте. В конечном счете, поверхностные явления в пласте определяют его нефтеотдачу.

С молекулярно-поверхностными явлениями мы сталкиваемся при образовании и разрушении водонефтяных эмульсий, которые осложняют процессы транспортировки нефти вследствие их высокой вязкости. Студенты должны четко представлять процесс образования эмульсий, знать их типы и свойства.

Вопросы для самоконтроля

1. Что понимают под пластовым давлением?

2. Как можно рассчитать пластовое давление в нефтяной и газовой скважине, единицы измерения пластового давления?

3. Какое давление считается аномально высоким пластовым давлением?

4. Какая необходимость пересчета пластового давления на определенный уровень?

5. Как можно определить пластовую температуру?

6. Какие специальные показатели введены для характеристики свойств нефти в пластовых условиях?

7. Как учитываются физические свойства нефти при проектировании разработки месторождений?

8. Какими поверхностными явлениями сопровождается движение нефти и газа в пористых средах?

9. Типы и механизм образования водонефтяных эмульсий?

10. Какие факторы влияют на образование стойких эмульсий?

11. Как влияют молекулярно-поверхностные явления на процесс перемещения нефти в пласте?

Практическое занятие №2

Определение нефтеотдачи пластов при различных режимах эксплуатации залежи.

Методические указания

Извлечение нефти из недр на поверхность связано с движением ее по пласту (в пористой среде) к забоям скважин и по стволу скважины. Наиболее сложным, с точки зрения закономерностей движения и управления этим процессом, является движение жидкостей и газов в пласте.

Движение нефти и газа к забоям скважин происходит за счет пластовых (природных) сил. При рассмотрении движущихся сил необходимо уяснить природу этих сил, запасы энергии, характер проявления, силы сопротивления движению нефти в пласте, которые определяют режим эксплуатации (работы) залежи. В практике разработки нефтяных месторождений наиболее распространены следующие режимы работы пластов: упругий, водо- и газонапорный, растворенного газа.

Основным показателем рациональной разработки месторождений является коэффициент нефтеотдачи. Здесь студентам необходимо знать определения коэффициента нефтеотдачи, вытеснения и охвата пласта, газоотдачи. Также важно уяснить, какие факторы влияют на конечный коэффициент нефтеотдачи при различных режимах работы залежи, и каких величин он может достигать.

Вопросы для самоконтроля

1. Что называют режимом работы залежи?

2. Перечислите основные источники пластовой энергии и режимы работы залежей.

3. Охарактеризуйте режимы работы нефтяных и газовых залежей.

4. на что расходуется пластовая энергия?

5. Какие силы препятствуют движению нефти в пласте?

6. Что понимают под смешанным режимом работы залежи?

7. От каких факторов зависит конечный коэффициент нефтегазоотдачи?

8. Дайте определения коэффициентам нефтеотдачи, вытеснения, охвата пласта заводнением.

Практическое занятие № 3

Определение продолжительности разработки залежи.

Практическое занятие № 4

Определение запасов нефти и газа. Определение дебита.

Методические указания

Разработка нефтяных и газовых месторождений – это самостоятельная комплексная область науки и инженерная дисциплина, имеющая свои специальные разделы, изучающие системы и технологии, проектирование и регулирование разработки месторождений. Это комплекс мероприятий по извлечению из недр нефти, конденсата и газа, предусматривающих определенный порядок размещения скважин на площади, очередность их бурения и ввода в эксплуатацию, установление и поддержание оптимального режима их работы.

При изучении этой темы надо ясно представить порядок проектирования разработки месторождения, какие вопросы при этом решаются и какие проектные документы составляются.

Нужно хорошо уяснить, что понимают под рациональной системой разработки месторождения, и какие показатели характеризуют эффективность его разработки.

Для обеспечения плавного перемещения водонефтяного контакта и повышения нефтегазоотдачи пласта необходимо вести контроль за параметрами и процессами, происходящими в пласте. С этой целью строятся различные карты и графики, характеризующие изменение добычи нефти, воды, газа, пластового давления во времени.

Анализируя данный материал, студенты должны иметь представление о состоянии разработки залежи и о возможных мероприятиях по регулированию разработки с целью достижения более высокой нефтеотдачи.

Необходимо также разобраться в особенностях разработки газовых и газоконденсатных месторождений. Так как газ отличается от нефти по своим физико-химическим свойствам, это позволяет осуществлять разработку газовых залежей небольшим количеством скважин, за более короткий срок.

Основная задача при проектировании разработки газовых месторождений – выполнение плановых поставок газа потребителю.

Студенты должны знать о состоянии разработки природных битумов в Республике Татарстан, применяемые современные технологии разработки месторождений тяжелых углеводородов. Необходимо владеть информацией о новых способах и принципах разработки нефтяных месторождений.

Вопросы для самоконтроля

1. Что понимают под разработкой месторождения (рациональной системой разработки)?

2. Что понимают под объектом разработки?

3. Назовите основные геологические данные, необходимые для составления проекта разработки нефтяного месторождения.

4. Какие факторы ограничивают отбор нефти из скважин?

5. Какие вопросы решаются в проекте разработки?

6. С какой целью строят графики и карты разработки?

7. В чем отличие разработки газовых месторождений от нефтяных?

8. Какие задачи решаются по картам изобар?

9. Какие существуют сетки размещения скважин на месторождении?

10. Назовите основные периоды разработки нефтяного и газового месторождения.

Практическое занятие №5

Исследование скважин методом установившихся режимов работы. Определение коэффициентов продуктивности, проницаемости.

Практическое занятие № 6

Исследование скважин методом неустановившихся режимов работы.

Практическое занятие № 7

Определение расхода газа в газопроводе.

Методические указания

Все методы исследования скважин делят на лабораторные, промыслово-геофизические и гидродинамические. К первым относят непосредственные измерения параметров пласта и флюидов. При промыслово-геофизических исследованиях изучаются электрические, радиоактивные, акустические свойства пород. Отличительной особенностью гидродинамических методов является изучение параметров пласта больших размеров, а не локальных областей призабойной зоны.

При изучении данной темы необходимо иметь четкое представление о целях и задачах гидродинамических исследований скважин и пластов. Далее следует разобраться в технологии исследования при установившихся и неустановившихся режимах фильтрации флюидов в пласте. Особое внимание следует обратить на формы индикаторных кривых и кривых восстановления давления (КВД), их интерпретацию, на параметры пласта, которые определяются в результате обработки данных исследования.

Следующим важным вопросом для рассмотрения является «аппаратура для исследования скважин и пластов». Сложность данного вопроса заключается в изучении современных приборов, так как на сегодняшний момент времени нет литературы с обобщенной информацией об основных направлениях в развитии новых приборов. Студентам рекомендуется воспользоваться периодическими печатными изданиями, где описываются современные приборы, применяемые при исследовании скважин.

Знания данной темы необходимы для изучения технологии добычи нефти и газа различными способами по дисциплине «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин», а также для выполнения курсового и дипломного проектирования.

Вопросы для самоконтроля

1. Какие методы применяются для исследования скважин и пластов?

2. Назовите параметры, определяемые при исследовании скважин.

3. Как проводится исследование скважин на установившихся режимах?

4. Сформулируйте понятие коэффициента продуктивности.

5. Какие причины приводят к необходимости ограничения дебита?

6. Охарактеризуйте смысл проведения термодинамических исследований и гидропрослушивания пластов.

7. Как проводится исследование скважин методом восстановления забойного давления?

8. Назовите основную аппаратуру, используемую при исследовании скважин.

Практическое занятие № 8

Определение необходимого количества нагнетаемой в пласт воды, давления нагнетания, приёмистость нагнетательной скважины, число нагнетательных скважин.

Практическое занятие № 9

Подбор оборудования при ППД. Оптимизация работы насосного оборудования при ППД.

Практическое занятие № 10

Расчёт процесса сухого горения при нагнетании в пласт воздуха.

Методические указания

Нефтяные месторождения разрабатываются высокими темпами, достигающими 6 – 8% отбора нефти в год от промышленных запасов. Если при этом не восполнять израсходованный запас пластовой энергии, происходит быстрое падение пластового давления, что ведет к выделению газа в пласте, снижению дебитов скважин и снижению нефтеотдачи пласта. Поэтому необходимо с самого начала разработки залежи применять методы поддержания пластового давления (ППД).

Наиболее распространенными системами заводнения являются законтурное и внутриконтурное. Студентам рекомендуется рассмотреть существующие виды заводнения и пути их реализации. Одним из важных вопросов при организации системы ППД – является качество нагнетаемой в пласт воды, механизм воздействия ее на породы и насыщающие их флюиды, технология ее подготовки.

Методы увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов, в зависимости от основной цели классифицируются на физико-химические, гидродинамические, тепловые, газовые и вибросейсмические. При рассмотрении МУН пластов нужно тщательно разобраться в механизме воздействия, назначении, технологии каждого метода. При это важным вопросом является вопрос выбора МУН и эффективности их применения.

Использование физико-химических методов – одно из наиболее значимых и перспективных направлений в процессе разработки месторождений. Доля физико-химических методов составляет 65% от всех МУН пластов. Ведущее место в физико-химических методах воздействия на пласт занимает полимерное заводнение или полимерное воздействие в сочетании с различными реагентами. Эти методы особенно актуальны на поздней стадии разработки месторождений, характеризующейся ростом обводненности скважинной продукции, так как способствуют выравниванию подвижности нефти и воды (за счет образования гелей) и снижению проницаемости породы для воды. К эффективным, хорошо зарекомендовавшим себя технологиям относятся гидродинамические методы повышения нефтеотдачи пласта (ПНП). Эти методы сравнительно просты в реализации, не требуют больших экономических затрат.

В условиях истощения крупных нефтяных месторождений России главным становится разработка трудноизвлекаемых запасов. К этой категории относятся месторождения с высоковязкой нефтью, где используются тепловые методы ПНП, а эффективность других методов падает.

При изучении данной темы следует обратить внимание на современные технологии вибросейсмического, микробиологического и других методов воздействия. Следует отметить, что в первоисточниках дана сжатая информация о методах увеличения нефтеотдачи пластов. Для более подробного рассмотрения современных технологий необходимо обратиться к дополнительной литературе.

Вопросы для самоконтроля

1. С какой целью применяют методы ППД?

2. В чем заключается сущность законтурного и внутриконтурного заводнений?

3. Как определяется эффективность методов ПНП?

4. Какая вода может служить источником водоснабжения при ППД?

5. Какие методы повышения нефтеотдачи пласта относят к гидродинамическим?

6. Преимущества гидродинамических методов НПН?

7. Условия применения форсированного отбора жидкости?

8. В каком виде могут находиться остаточные запасы в пласте?

9. Какие методы вытеснения нефти целесообразно применять в случае повышения ее вязкости?

10. Какие разновидности внутрипластового горения Вы знаете?

11. Условия функционирования процесса внутрипластового горения?

12. Назовите физико-химические методы повышения нефтеотдачи пласта.

13. Сущность осадкогелеобразующих технологий. Какие виды полимерного заводнения Вы знаете?

14. Какие методы ПНП наиболее перспективны на месторождениях Татарстана, России?

Методические указания

Технологические процессы разработки нефтяных и газовых месторождений при несоответствующих условиях могут нарушить экологическую обстановку. Нефть, попутно добываемая вода, применение химических реагентов способны опасно воздействовать на окружающую среду, животный мир и человека.

Приступая к рассмотрению настоящей темы, необходимо дать экологическую характеристику нефтегазодобывающего производства, т.е. какие процессы при разработке нефти и газа приводят к загрязнению воздушной, водной среды, земель и растительных ресурсов. Также важен вопрос негативного воздействия загрязнителей и предельно допустимые концентрации вредных веществ в воздухе и природной воде.

Необходимо уделить достаточно внимания мероприятиям по охране окружающей среды при проектировании разработки месторождения, при проведении методов повышения нефтеотдачи пластов.

Вопросы охраны окружающей среды достаточно широко отражены в литературе. С целью углубленного изучения данной темы необходимо обратиться к дополнительным источникам.

Вопросы для самоконтроля

1. Перечислите потенциальные источники загрязнения окружающей среды и недр при разработке месторождений.

2. Как влияют опасные факторы при разработке нефтегазовых месторождений на окружающую среду, животный мир и человека?

3. Задачи охраны недр и окружающей среды.

4. Предельно допустимая концентрация сероводорода в атмосфере воздуха населенных мест?

5. Мероприятия по охране окружающей среды при разработке сероводородосодержащих месторождений.

6. Какие мероприятия по охране окружающей среды и недр при разработке нефтяных и газовых месторождений применяются на Вашем предприятии?

ЗАДАНИЯ ДЛЯ КОНТРОЛЬНОЙ РАБОТЫ.

ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

Прежде чем приступить к выполнению контрольной работы, студент должен изучить весь материал дисциплины «Разработка нефтяных и газовых месторождений».

Особенностью заочной формы обучения является самостоятельная работа с необходимой литературой. Для обеспечения изучения дисциплины настоящие методические указания содержат программу, рекомендуемую литературу, вопросы для самоконтроля.

Для контроля за самостоятельной подготовкой предусматривается выполнение одной домашней контрольной работы, которая содержит 5 теоретических вопросов и 5 задач.

Вариант контрольного задания определяется порядковым номером по учебному журналу. В таблице 3 указаны номера контрольных вопросов согласно вариантам студентов. Ниже приводится перечень контрольных вопросов и методические указания к решению задач.

Контрольная работа выполняется в отдельной тетради; вопросы нужно переписывать полностью, ответы на них должны быть четкими и конкретными, должны исключать механическое переписывание материала учебника, содержать необходимые иллюстрации и ссылки на литературу.

При решении задач записывают условие задачи, исходные данные с полным наименованием, обозначением, размерностями величин, приводят расчетную схему.

В ходе решения задачи указывается определяемая величина (параметр), даются необходимые пояснения, ссылки на источники (литературу), приводится формула (в буквенном выражении), записываемая симметрично тексту с пояснениями входящих в формулу величин и указанием их размерностей; затем производится числовая подстановка, без промежуточных вычислений, указывается результат. В конце работы приводят список использованной литературы.

Единицы измерения величин в расчетах принимают в системе СИ.

Контрольная работа сдается на проверку не позднее, чем за два месяца до начала экзаменационной сессии. Получив прорецензированную контрольную работу, студент должен исправить и объяснить ошибки. Если работа выполнена неудовлетворительно, то студент выполняет ее вторично (тот же вариант или новый по указанию преподавателя). Работы, выполненные неаккуратно или не по своему варианту возвращаются без проверки.

НОМЕРА ВАРИАНТОВ И КОНТРОЛЬНЫХ ВОПРОСОВ

Таблица 3

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

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1. Значение нефти и газа в топливно-энергетических ресурсах страны.

2. Классификация пород-коллекторов по происхождению.

3. Типы пород-коллекторов в зависимости от наличия в них пустот.

4. Гранулометрический состав горных пород, способы его определения.

5. Пористость горных пород: виды, определение, пределы изменения пористости.

6. Нефтегазоводонасыщенность коллекторов, способы определения.

7. Виды проницаемости горных пород. От каких параметров и факторов зависит проницаемость?

8. Количественная характеристика проницаемости горных пород. Закон Дарси.

9. Лабораторные методы определения проницаемости.

10. Удельная площадь поверхности горных пород.

11. Карбонатностъ горных пород.

12. Влияние физико-химических свойств горных пород на разработку нефтяных месторождений.

13. Тепловые свойства горных пород.

14. Характеристика элементарного и фракционного составов нефти.

15. Характеристика группового состава нефти, его влияние на товарные качества нефти.

16. Понятие, измерение, пределы изменения плотности нефти.

17. Понятие, виды, количественная характеристика вязкости нефти.

18. Лабораторные методы определения вязкости нефти.

19. Состав нефтяного газа. Определение молекулярной массы и относительной плотности газа.

20. Уравнение состояния газа. Коэффициент сжимаемости газа.

21. Физические свойства нефтяного газа: теплота сгорания, теплоемкость, взрываемость, плотность, вязкость,

22. Диаграмма состояния чистого газа, ее интерпретация.

23. Интерпретация диаграммы состояния многокомпонентного газа. Практическое применение диаграмм.

24. Понятие о пластовом и забойном давлениях. Способы их определения в нефтяных и газовых скважинах.

25. Понятие, определение приведенного пластового давления.

26. Пластовая температура. Оценка величины пластовой температуры.

27. Давление насыщения. Газовый фактор. Влияние этих параметров на фазовое состояние углеводородов в залежи.

28. Понятие, количественная характеристика, определение коэффициента
растворимости. Факторы, влияющие на растворимость газа в нефти.

29. Понятие, количественная характеристика, определение объемного
коэффициента, коэффициентов усадки и сжимаемости нефти.

30. Плотность и вязкость нефти в пластовых условиях.

31. Отбор проб пластовой нефти.

32. Исследование проб пластовой нефти.

33. Классификация пластовых вод. Значение изучения свойств пластовых вод при разработке месторождений.

34. Состав и свойства пластовых вод. Содержание связанной воды в нефтяной залежи.

35. Влияние поверхностных явлений на движение жидкостей и газов в пористых средах.

36. Поверхностное натяжение на границе раздела фаз.

37. Смачивание твердых тел жидкостью. Капиллярные эффекты.

38. Образование, стойкость нефтяных эмульсий.

39. Источники и характеристика пластовой энергии. Силы сопротивления движению нефти по пласту.

40. Механизм вытеснения нефти из пласта за счет напора вод.

41. Механизм вытеснения нефти за счет энергии газа.

42. Характеристика упругого режима работы залежей.

43. Характеристика гравитационного режима работы залежей. Смешанные режимы.

44. Источники энергии и режимы работы газовых.и газоконденсатных
месторождений.

45. Показатели нефтеотдачи. Факторы, влияющие на конечный коэффициент нефтеотдачи.

46. Газоконденсатоотдача пластов.

47. Понятие объекта разработки. Условия выделения объектов самостоятельной разработки.

48. Понятие системы разработки, рациональной системы разработки. Критерии рациональной системы разработки.

49. Стадии разработки нефтяных и газовых месторождений.

50. Классификация и характеристика систем разработки.

51. Порядок проектирования разработки месторождений.

52. Содержание основных проектных документов.

53. Особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

54. Контроль, анализ и регулирование процесса разработки месторождений.

55. Характеристика основных показателей разработки месторождений.

56. Виды исследования скважин. Цели и задачи исследования скважин и пластов.

57. Технология исследования скважин при установившихся режимах фильтрации. Формы индикаторных кривых.

58. Технология исследования скважин при неустановившихся режимах фильтрации.

59. Обработка данных исследования при установившихся режимах фильтрации.

60. Обработка данных исследования при неустановившихся режимах фильтрации.

61. Интерпретация кривых восстановления давления.

62. Особенности исследования нагнетательных скважин.

63. Особенности исследования газовых скважин.

64. Профили притока и поглощения пластов добывающих и нагнетательных скважин, их практическое применение.

65. Исследование пластов. Гидропрослушивание пластов.

66. Назначение, принципиальное устройство, основная характеристика приборов для измерения расходов жидкости в скважине.

67. Классификация, принципиальное устройство, техническая характеристика глубинных манометров.

68. Техника безопасности при исследовании скважин.

69. Условия эффективного применения поддержания пластового давления.

70. Условия применения, размещения нагнетательных скважин при законтурном и приконтурном заводнении.

71. Условия применения, разновидности, размещение нагнетательных скважин при внутриконтурном заводнении.

72. Источники водоснабжения. Влияние качества закачиваемой воды на нефтеотдачу пласта.

73. Классификация, назначение методов увеличения нефтеотдачи пластов.

74. Сущность, преимущества гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи пластов.

75. Механизм воздействия, область применения, технология полимерного заводнения.

76. Назначение, классификация осадкогелеобразующих технологий по механизму образования осадков и гелей.

77. Назначение, технология щелочного заводнения.

78. Заводнение с использованием поверхностно-активных веществ.

79. Механизм воздействия сернокислотного заводнения.

80. Заводнение мицеллярными растворами.

76.Газовые методы увеличения нефтеотдачи пласта.

77. Механизм воздействия, сущность микробиологических методов воздействия на пласт.

78. Вибросейсмическое воздействие на пласты.

79. Сущность, область применения тепловых методов увеличения нефтеотдачи пластов.

80. Назначение, разновидности, схема внутрипластового горения.

81. Оценка эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов.

82. Воздействие вредных веществ на землю при разработке нефтяных и газовых месторождений.

83. Воздействие вредных веществ на водные ресурсы при разработке нефтяных и газовых месторождений.

84. Воздействие вредных веществ на воздушный бассейн при разработке нефтяных и газовых месторождений.

85. Мероприятия по охране окружающей среды и недр при осуществлении методов увеличения нефтеотдачи пластов.

Задача № 1

Для сравнения пластовых давлений, замеренных в разных скважинах одного и того же пласта с водонапорным режимом, их требуется привести к одной какой-либо плоскости (первоначальному водонефтяному контакту или уровню моря).

Предположим, что замеры сделаны по трем скважинам.

Исходные данные представлены в таблице 4.

- текущее пластовое давление в первой скважине, МПа;

- этаж нефтеносности, считая от плоскости первоначального водонефтяного контакта до забоя, м;

- текущее пластовое давление во второй скважине, МПа;

- этаж нефтеносности, м;

- текущее пластовое давление в третьей скважине, МПа;

- этаж нефтеносности, м;

- плотность нефти в пластовых условиях, кг/м³.

Так как забои всех скважин находятся на структуре выше водонефтяного контакта, то для получения приведенного пластового давления надо к текущему пластовому давлению прибавить давление столба нефти, соответствующего этажу нефтеносности.

Приведенные пластовые давления равны:

Для первой скважины

, Па (1)

Для второй скважины

, Па (2)

Для третьей скважины

, Па (3)

Таблица 4

Наименование исходных данных	Варианты
Наименование исходных данных	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Текущее пластовое давление в первой скважине , МПа	30	28	32	29	35	27	37	31	26	34	24	36	25	33	30
Этаж нефтеносности , м	150	200	156	148	160	142	164	153	144	163	140	162	130	155	150
Текущее пластовое давление в первой скважине , МПа	28	26	30	27	33	25	35	24	24	32	22	34	23	31	29
Этаж нефтеносности , м	200	250	204	201	210	198	214	202	180	213	182	212	180	205	200
Текущее пластовое давление в первой скважине , МПа	26	24	28	25	31	23	33	23	22	30	20	32	21	29	28
Этаж нефтеносности , м	250	300	256	240	260	242	264	251	240	263	242	262	240	255	260

Продолжение таблицы 4

Наименование исходных данных	Варианты
Наименование исходных данных	16	17	18	19	20	21	22	23	24	25	26	27	28	29	30
Текущее пластовое давление в первой скважине , МПа	23	20	32	24	22	37	29	21	33	20	35	25	30	26	32
Этаж нефтеносности , м	120	100	164	145	100	158	130	110	141	100	160	108	160	140	150
Текущее пластовое давление в первой скважине , МПа	21	18	31	20	20	34	25	19	29	19	30	20	25	25	30
Этаж нефтеносности , м	170	150	190	160	102	208	150	140	162	144	190	135	210	160	160
Текущее пластовое давление в первой скважине , МПа	19	16	30	18	18	30	23	17	27	17	28	18	24	23	29
Этаж нефтеносности , м	230	200	234	200	130	258	180	160	186	190	220	165	260	230	190

Задача № 2

Определить продолжительность разработки круговой залежи нефти.

Исходные данные представлены в таблице 5.

- радиус начального контура нефтеносности, м;

- радиусы эксплуатационных рядов, м;

- радиус скважины, м;

- расстояние между скважинами, м;

- мощность пласта, м;

- пористость пласта, %;

- предельно допустимый дебит, м³ /сут.

Все ряды работают одновременно.

Запасы нефти, извлекаемые на каждом этапе разработки залежи:

, м³ (4)

, м³ (5)

, м³ (6)

, м³ (7)

Число скважин в каждом ряду:

(8)

(9)

(10)

Суммарный дебит ряда:

, м³ /сут (11)

, м³ /сут (12)

, м³ /сут (13)

Суммарный дебит всех скважин по этапам разработки:

Первый этап

, м³ /сут (14)

Второй этап

, м³ /сут (15)

Третий этап

, м³ /сут (16)

Общие запасы нефти:

, м³ (17)

Продолжительность этапов разработки:

Первого

, сут (18)

Второго

, сут (19)

Третьего

, сут (20)

Общая продолжительность разработки:

, лет (21)

Таблица 5

Наименование исходных данных	Варианты
Наименование исходных данных	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Радиус начального контура нефтеносности , м	3000	3004	3020	3003	3009	3002	3010	3016	3012	3006	3008	3011	3005	3014	3007
Радиус эксплуатационного ряда , м	2400	2402	2410	2406	2403	2413	2407	2401	2411	2416	2412	2404	2409	2414	2405
Радиус эксплуатационного ряда , м	2000	2004	2002	2005	2009	2001	2006	2010	2013	2008	2011	2003	2012	2004	2007
Радиус эксплуатационного ряда , м	1600	1606	1604	1601	1607	1602	1605	1611	1609	1610	1608	1612	1603	1612	1604
Мощность пласта , м	10	11	12	10	11, 5	11	9	12	10	12	11	10	11	9	11
Пористость пласта , %	0, 12	0, 11	0, 14	0, 13	0, 12	0, 12	0, 14	0, 13	0, 12	0, 11	0, 13	0, 12	0, 11	0, 12	0, 10
Предельно допустимый дебит , м³ /сут	50	52	60	53	54	55	56	51	57	58	59	60	50	52	54

Продолжение таблицы 5

Наименование исходных данных	Варианты
Наименование исходных данных	16	17	18	19	20	21	22	23	24	25	26	27	28	29	30
Радиус начального контура нефтеносности , м	3013	3015	3017	3009	3004	3020	3012	3008	3001	3014	3011	3007	3010	3016	3006
Радиус эксплуатационного ряда , м	2415	2408	2405	2413	2400	2405	2401	2412	2409	2406	2407	2411	2414	2408	2401
Радиус эксплуатационного ряда , м	2002	2014	2012	2006	2011	2004	2002	2001	2016	2011	2011	2003	2006	2000	2013
Радиус эксплуатационного ряда , м	1613	1606	1606	1611	1602	1609	1600	1603	1610	1604	1605	1612	1613	1606	1614
Мощность пласта , м	10	10	12	10	11	12	10	11	12	10	11	12	10	11	12
Пористость пласта , %	0, 12	0, 11	0, 12	0, 11	0, 10	0, 12	0, 11	0, 12	0, 10	0, 11	0, 12	0, 10	0, 11	0, 10	0, 11
Предельно допустимый дебит , м³ /сут	56	58	52	50	51	53	55	52	54	56	50	51	53	52	50

Задача № 3

Определить количество воды, необходимой для ППД и приемистость нагнетательных скважин.

Исходные данные представлены в таблице 6.

- суточная добыча нефти из пласта, т;

- суточная добыча воды из пласта, т;

- суточная добыча газа из пласта, м³;

- объемный коэффициент нефти;

- коэффициент растворимости газа в нефти, м³ /м³ ·МПа;

- плотность нефти, кг/м³;

- коэффициент сжимаемости газа;

- пластовое давление, МПа;

- атмосферное давление, МПа;

- пластовая температура, К;

- проницаемость пласта для воды, м²;

- эффективная мощность пласта, м;

- перепад давления на забое, МПа;

- коэффициент гидродинамического совершенства забоя скважины;

- половина расстояния между нагнетательными скважинами, м;

- радиус забоя скважины, м;

= 1 мПа·с, вязкость воды.

Добытая нефть в пластовых условиях занимает объем:

, м³ (22)

Объем свободного газа в залежи, приведенный к атмосферным условиям:

, м³ (23)

Объем свободного газа в пластовых условиях:

, м³ (24)

где = 273 К.

Общая суточная добыча в пластовых условиях составит:

, м³ (25)

Для поддержания давления требуется ежесуточно закачивать в залежь воды не менее указанного объема. При коэффициенте избытка К=1, 2 потребуется следующее количество воды (без учета поступающего в залежь объема контурной воды):

, м³ /сут (26)

Приемистость нагнетательных скважин составит:

, м³ /с или м³ /сут (27)

Таблица 6

Наименование исходных данных	Варианты
Наименование исходных данных	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Суточная добыча нефти из пласта , т	311, 4	312	311, 8	310	317, 8	300, 2	321, 5	313, 4	314, 9	316
Суточная добыча воды из пласта , т	104, 2	108, 1	105, 2	110	108, 2	99, 8	100, 2	103, 8	102, 9	106, 4
Суточная добыча газа из пласта , м³	91970	91900	91870	91910	92000	90208	90305	91972	91978	91878
Объемный коэффициент нефти	1, 18	1, 19	1, 2	1, 18	1, 17	1, 3	1, 22	1, 16	1, 24	1, 27
Коэффициент растворимости газа в нефти , м³ /м³ ·МПа	7, 7	7, 8	7, 6	7, 9	7, 5	8, 1	7, 5	8	8, 2	8, 4
Плотность нефти , кг/м³	863	870	875	867	872	869	878	860	865	868
Коэффициент сжимаемости газа	0, 88	0, 82	0, 84	0, 83	0, 85	0, 87	0, 86	0, 89	0, 88	0, 83
Пластовое давление , МПа	7, 45	8	7, 8	7, 55	7, 6	7, 92	7, 83	7, 48	7, 64	7, 88
Пластовая температура , К	316, 3	317, 2	316, 7	317	318, 2	317, 9	318, 8	316, 5	317, 3	317, 6
Атмосферное давление , МПа	0, 1	0, 12	0, 13	0, 11	0, 14	0, 16	0, 15	0, 18	0, 16	0, 17
Проницаемость пласта для воды , м²	0, 5·10ˉ ¹ ²	0, 52·10ˉ ¹ ²	0, 6·10ˉ ¹ ²	0, 53·10ˉ ¹ ²	0, 54·10ˉ ¹ ²	0, 58·10ˉ ¹ ²	0, 57·10ˉ ¹ ²	0, 51·10ˉ ¹ ²	0, 55·10ˉ ¹ ²	0, 59·10ˉ ¹ ²
Эффективная мощность пласта , м	10	11	14	12	13	17	15	16	10	12
Перепад давления на забое , МПа	5	5, 2	5, 8	5, 1	5, 3	5, 5	5, 4	5	5, 6	5, 7
Коэффициент гидродинамического совершенства забоя скважины	0, 8	0, 82	0, 91	0, 83	0, 85	0, 87	0, 84	0, 81	0, 88	0, 86
Половина расстояния между нагнетательными скважинами , м	400	410	415	402	412	420	431	435	438	408
Радиус забоя скважины , м	0, 075	0, 078	0, 072	0, 073	0, 074	0, 076	0, 077	0, 079	0, 075	0, 073

Продолжение таблицы 6

Наименование исходных данных	Варианты
Наименование исходных данных	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20
Суточная добыча нефти из пласта , т	312	311, 8	317, 8	321, 5	311, 4	316	310	300, 2	314, 9	313, 4
Суточная добыча воды из пласта , т	108, 1	105, 2	108, 2	100, 2	104, 2	106, 4	110	99, 8	102, 9	103, 8
Суточная добыча газа из пласта , м³	91900	91870	92000	90305	91970	91878	91910	90208	91978	91972
Объемный коэффициент нефти	1, 19	1, 2	1, 17	1, 22	1, 18	1, 27	1, 18	1, 3	1, 24	1, 16
Коэффициент растворимости газа в нефти , м³ /м³ ·МПа	7, 8	7, 6	7, 5	7, 5	7, 7	8, 4	7, 9	8, 1	8, 2	8
Плотность нефти , кг/м³	870	875	872	878	863	868	867	869	865	860
Коэффициент сжимаемости газа	0, 82	0, 84	0, 85	0, 86	0, 88	0, 83	0, 83	0, 87	0, 88	0, 89
Пластовое давление , МПа	8	7, 8	7, 6	7, 83	7, 45	7, 88	7, 55	7, 92	7, 64	7, 48
Пластовая температура , К	317, 2	316, 7	318, 2	318, 8	316, 3	317, 6	317	317, 9	317, 3	316, 5
Атмосферное давление , МПа	0, 12	0, 13	0, 14	0, 15	0, 1	0, 17	0, 11	0, 16	0, 16	0, 18
Проницаемость пласта для воды , м²	0, 52·10ˉ ¹ ²	0, 6·10ˉ ¹ ²	0, 54·10ˉ ¹ ²	0, 57·10ˉ ¹ ²	0, 5·10ˉ ¹ ²	0, 59·10ˉ ¹ ²	0, 53·10ˉ ¹ ²	0, 58·10ˉ ¹ ²	0, 55·10ˉ ¹ ²	0, 51·10ˉ ¹ ²
Эффективная мощность пласта , м	11	14	13	15	10	12	12	17	10	16
Перепад давления на забое , МПа	5, 2	5, 8	5, 3	5, 4	5	5, 7	5, 1	5, 5	5, 6	5
Коэффициент гидродинамического совершенства забоя скважины	0, 82	0, 91	0, 85	0, 84	0, 8	0, 86	0, 83	0, 87	0, 88	0, 81
Половина расстояния между нагнетательными скважинами , м	410	415	412	431	400	408	402	420	438	435
Радиус забоя скважины , м	0, 078	0, 072	0, 074	0, 077	0, 075	0, 073	0, 073	0, 076	0, 075	0, 079

Продолжение таблицы 6

Наименование исходных данных	Варианты
Наименование исходных данных	21	22	23	24	25	26	27	28	29	30
Суточная добыча нефти из пласта , т	316	312	311, 4	310	313, 4	311, 8	317, 8	321, 5	300, 2	314, 9
Суточная добыча воды из пласта , т	106, 4	108, 1	104, 2	110	103, 8	105, 2	108, 2	100, 2	99, 8	102, 9
Суточная добыча газа из пласта , м³	91878	91900	91970	91910	91972	91870	92000	90305	90208	91978
Объемный коэффициент нефти	1, 27	1, 19	1, 18	1, 18	1, 16	1, 2	1, 17	1, 22	1, 3	1, 24
Коэффициент растворимости газа в нефти , м³ /м³ ·МПа	8, 4	7, 8	7, 7	7, 9	8	7, 6	7, 5	7, 5	8, 1	8, 2
Плотность нефти , кг/м³	868	870	863	867	860	875	872	878	869	865
Коэффициент сжимаемости газа	0, 83	0, 82	0, 88	0, 83	0, 89	0, 84	0, 85	0, 86	0, 87	0, 88
Пластовое давление , МПа	7, 88	8	7, 45	7, 55	7, 48	7, 8	7, 6	7, 83	7, 92	7, 64
Пластовая температура , К	317, 6	317, 2	316, 3	317	316, 5	316, 7	318, 2	318, 8	317, 9	317, 3
Атмосферное давление , МПа	0, 17	0, 12	0, 1	0, 11	0, 18	0, 13	0, 14	0, 15	0, 16	0, 16
Проницаемость пласта для воды , м²	0, 59·10ˉ ¹ ²	0, 52·10ˉ ¹ ²	0, 5·10ˉ ¹ ²	0, 53·10ˉ ¹ ²	0, 51·10ˉ ¹ ²	0, 6·10ˉ ¹ ²	0, 54·10ˉ ¹ ²	0, 57·10ˉ ¹ ²	0, 58·10ˉ ¹ ²	0, 55·10ˉ ¹ ²
Эффективная мощность пласта , м	12	11	10	12	16	14	13	15	17	10
Перепад давления на забое , МПа	5, 7	5, 2	5	5, 1	5	5, 8	5, 3	5, 4	5, 5	5, 6
Коэффициент гидродинамического совершенства забоя скважины	0, 86	0, 82	0, 8	0, 83	0, 81	0, 91	0, 85	0, 84	0, 87	0, 88
Половина расстояния между нагнетательными скважинами , м	408	410	400	402	435	415	412	431	420	438
Радиус забоя скважины , м	0, 073	0, 078	0, 075	0, 073	0, 079	0, 072	0, 074	0, 077	0, 076	0, 075

Задача № 4

Определить потери теплоты в скважине.

Исходные данные представлены в таблице 7.

- внутренний радиус НКТ, м;

- суммарный коэффициент теплопередачи, ккал/(м² ·К·ч);

- средний коэффициент теплопроводности горных пород, ккал/(м·К·ч);

- потеря теплоты в породе в функции времени за время прогрева (безразмерное число, равно 2, 5 – 4, 5);

- температура рабочего агента (пара) на устье скважины, К;

- среднегодовая температура воздуха в районе устья скважины, К;

- глубина интервала закачки рабочего агента, м;

- геотермический градиент, К/м;

- время прогрева, сут.

Потери теплоты по стволу скважины можно определить по формуле:

, ккал/ч (28)

Суммарные потери теплоты за время прогрева:

, кал (29)

Общее количество теплоты, подведенное к скважине, определяется по формуле:

, кал (30)

где - энтальпия пара, характеризующая его тепловые свойства (при давлении 1, 2 МПа и температуре 468 К =672, 9 ккал/кг);

- массовый расход закачанного пара, =300 т=300000 кг.

Количество теплоты дошедшей до забоя:

, кал (31)

Потери теплоты составляют:

, % (32)

Таблица 7

Наименование исходных данных	Варианты
Наименование исходных данных	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Внутренний радиус НКТ , м	0, 031	0, 028	0, 028	0, 02015	0, 0295	0, 038	0, 0443	0, 05015	0, 025	0, 0295
Суммарный коэффициент теплопередачи , ккал/(м² ·К·ч)	159	162	162	165	161	163	166	164	161	160
Средний коэффициент теплопроводности горных пород , ккал/(м·К·ч)	0, 245	0, 248	0, 248	0, 242	0, 244	0, 243	0, 247	0, 241	0, 244	0, 246
Время прогрева , сут	10	12	12	13	14	10	12	13	14	11
Потеря теплоты в породе в функции времени за время прогрева	3, 78	2, 68	2, 68	3, 83	3, 91	3, 79	3, 81	3, 84	3, 91	3, 8
Температура рабочего агента (пара) на устье скважины , К	468	478	478	471	473	469	472	474	473	470
Среднегодовая температура воздуха в районе устья скважины , К	275	265	265	274	271	273	268	270	271	272
Глубина интервала закачки рабочего агента , м	1300	1320	1320	1310	1300	1306	1315	1302	1300	1305
Геотермический градиент , К/м	0, 0154	0, 0157	0, 0157	0, 0153	0, 0155	0, 0151	0, 0156	0, 015	0, 0155	0, 0152

Продолжение таблицы 7

Наименование исходных данных	Варианты
Наименование исходных данных	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20
Внутренний радиус НКТ , м	0, 0295	0, 038	0, 031	0, 028	0, 0295	0, 02015	0, 05015	0, 025	0, 0443	0, 028
Суммарный коэффициент теплопередачи , ккал/(м² ·К·ч)	161	163	159	162	160	165	164	161	166	162
Средний коэффициент теплопроводности горных пород , ккал/(м·К·ч)	0, 244	0, 243	0, 245	0, 248	0, 246	0, 242	0, 241	0, 244	0, 247	0, 248
Время прогрева , сут	14	10	10	12	11	13	13	14	12	12
Потеря теплоты в породе в функции времени за время прогрева	3, 91	3, 79	3, 78	2, 68	3, 8	3, 83	3, 84	3, 91	3, 81	2, 68
Температура рабочего агента (пара) на устье скважины , К	473	469	468	478	470	471	474	473	472	478
Среднегодовая температура воздуха в районе устья скважины , К	271	273	275	265	272	274	270	271	268	265
Глубина интервала закачки рабочего агента , м	1300	1306	1300	1320	1305	1310	1302	1300	1315	1320
Геотермический градиент , К/м	0, 0155	0, 0151	0, 0154	0, 0157	0, 0152	0, 0153	0, 015	0, 0155	0, 0156	0, 0157

Продолжение таблицы 7

Наименование исходных данных	Варианты
Наименование исходных данных	21	22	23	24	25	26	27	28	29	30
Внутренний радиус НКТ , м	0, 025	0, 028	0, 0443	0, 0295	0, 038	0, 031	0, 0295	0, 02015	0, 028	0, 05015
Суммарный коэффициент теплопередачи , ккал/(м² ·К·ч)	161	162	166	161	163	159	160	165	162	164
Средний коэффициент теплопроводности горных пород , ккал/(м·К·ч)	0, 244	0, 248	0, 247	0, 244	0, 243	0, 245	0, 246	0, 242	0, 248	0, 241
Время прогрева , сут	14	12	12	14	10	10	11	13	12	13
Потеря теплоты в породе в функции времени за время прогрева	3, 91	2, 68	3, 81	3, 91	3, 79	3, 78	3, 8	3, 83	2, 68	3, 84
Температура рабочего агента (пара) на устье скважины , К	473	478	472	473	469	468	470	471	478	474
Среднегодовая температура воздуха в районе устья скважины , К	271	265	268	271	273	275	272	274	265	270
Глубина интервала закачки рабочего агента , м	1300	1320	1315	1300	1306	1300	1305	1310	1320	1302
Геотермический градиент , К/м	0, 0155	0, 0157	0, 0156	0, 0155	0, 0151	0, 0154	0, 0152	0, 0153	0, 0157	0, 015

Задача № 5

Рассчитайте процесс внутрипластового горения на пятиточечном элементе пласта: 4 эксплуатационных и 1 нагнетательная скважина в центре. Исходные данные представлены в таблице 8.

Определяется объем воздуха, необходимый для выжигания единицы объема пласта:

, м³ /м³ (33)

где - количество коксового остатка, кг/м³;

- удельный расход окислителя, м³ /кг.

Предельный темп нагнетания воздуха, который зависит от его объема и достигается при максимальном давлении нагнетания компрессора и минимально допустимом снижении забойного давления в добывающих скважинах. Давление на забое нагнетательной скважины не должно быть выше горного давления, так как это вызывает неравномерность процесса вытеснения из-за раскрытия трещин:

, м³ /сут (34)

где - радиус скважины, м;

- радиус фронта горения в конце процесса, принимаем =50 м;

- эффективная проницаемость пласта для воздуха, принимаем =0, 3·10‾ ¹ ² м²;

Тпл – пластовая температура, К;

- вязкость воздуха в пластовых условиях, =0, 018мПа·с;

- эффективная толщина пласта, м;

- соответственно забойное давление в нагнетательной и добывающих скважинах, МПа;

- расстояние от нагнетательной до добывающих скважин, м.

Скорость продвижения фронта горения:

, м/сут (35)

Проверяется выполнение следующего условия:

, м/сут (36)

где - скорость перемещения фронта горения, м/с;

- минимально допустимая скорость перемещения фронта горения, зависящая от эффективной толщины пласта и расхода топлива, м/с, (определяем по рисунку 1).

Если выполняется условие , то принятая величина остается в силе. В противном случае величину изменяют.

Рисунок 1 – Зависимость скорости перемещения фронта горения от толщины пласта. При содержании кокса в породе, кг/м³: 1 – 32; 2 – 24; 3 – 20; 4 – 19, 2; 5 – 18, 4.

Коэффициент охвата по площади фронтом горения определяется по рисунку 2, для этого вначале вычисляют параметр .

(37)

Определяется коэффициент нефтеотдачи в зоне, где прошел фронт горения:

(38)

где - коэффициенты, вычисляемые по следующим формулам;

- нефтенасыщенность пласта.

(39)

(40)

где - плотность пластовой нефти, кг/м³;

- пористость породы, доли ед.;

- удельная теплота сгорания газа, =1, 257 МДж/м³;

- удельная теплота сгорания нефти, =41, 9 МДж/м³.

Рисунок 2 – зависимость коэффициента охвата по площади от параметра .

Определяем коэффициент нефтеотдачи всего элемента:

(41)

где - коэффициент охвата пласта по толщине;

- коэффициент охвата пласта по площади;

- нефтеотдача в зоне, не охваченной фронтом горения.

Обычно принимают =0, 9; =0, 4.

Таблица 8

Наименование	Варианты
Наименование	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Эффективная толщина пласта , м	6	7	6	5	5, 5	6	6, 5	7	7, 5	8	5	5, 5	6	6, 5	7
Пластовая температура Тпл, К	302	305	308	310	312	314	316	318	320	302	305	308	310	312	314
Плотность пластовой нефти , кг/м³	950	940	930	920	950	940	930	920	950	940	930	920	950	940	930
Расстояние от нагнетательной до добывающих скважин , м	300	350	360	340	370	380	390	400	390	380	370	360	350	340	330
Забойное давление в добывающих скважинах , МПа	8	8	8	8	12	6	8	12	12	12	8	9	10	14	10
Забойное давление в нагнетательной скважине , МПа	20	20	20	20	20	20	20	21	21	21	21	21	21	21	21
Радиус скважины , м	0, 15	0, 15	0, 15	0, 15	0, 15	0, 15	0, 15	0, 15	0, 15	0, 15	0, 15	0, 15	0, 15	0, 15	0, 15
Количество коксового остатка, кг/м³	25	26	27	25	26	27	25	26	27	25	26	27	25	26	27
Удельный расход окислителя, м³ /кг	12	13	14	12	13	14	12	13	14	12	13	14	12	13	14
Пористость породы, доли ед.	0, 3	0, 25	0, 2	0, 35	0, 3	0, 25	0, 35	0, 3	0, 25	0, 35	0, 15	0, 2	0, 25	0, 28	0, 32
Нефтенасыщенность пласта	0, 72	0, 75	0, 8	0, 74	0, 78	0, 82	0, 74	0, 78	0, 72	0, 75	0, 71	0, 74	0, 73	0, 76	0, 79

Продолжение таблицы 8

Наименование	Варианты
Наименование	16	17	18	19	20	21	22	23	24	25	26	27	28	29	30
Эффективная толщина пласта , м	5	5, 5	6	6, 5	7	7, 5	5	5, 5	6	7	6	6, 5	7	7, 5	8
Пластовая температура Тпл, К	316	318	320	302	300	305	308	312	302	304	314	316	318	320	302
Плотность пластовой нефти , кг/м³	920	950	940	930	920	910	950	940	930	920	940	930	920	950	940
Расстояние от нагнетательной до добывающих скважин , м	320	310	300	250	260	270	280	290	320	340	380	390	400	390	380
Забойное давление в добывающих скважинах , МПа	11	9	9	8	8	12	12	14	14	9	6	8	12	12	12
Забойное давление в нагнетательной скважине , МПа	21	21	21	20	20	20	20	21	21	21	20	20	21	21	21
Радиус скважины , м	0, 15	0, 15	0, 15	0, 15	0, 15	0, 15	0, 15	0, 15	0, 15	0, 15	0, 15	0, 15	0, 15	0, 15	0, 15
Количество коксового остатка, кг/м³	25	26	27	25	26	27	25	26	27	25	27	25	26	27	25
Удельный расход окислителя, м³ /кг	12	13	14	12	13	14	12	13	14	12	14	12	13	14	12
Пористость породы, доли ед.	0, 34	0, 18	0, 22	0, 26	0, 3	0, 32	0, 18	0, 3	0, 22	0, 33	0, 25	0, 35	0, 3	0, 25	0, 35
Нефтенасыщенность пласта	0, 81	0, 72	0, 75	0, 8	0, 83	0, 85	0, 87	0, 74	0, 78	0, 74	0, 82	0, 74	0, 78	0, 72	0, 75

ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЕ ВОПРОСЫ

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. Классификация и характеристика систем разработки.

37. Технология и показатели разработки.

38. Определить коэффициент нефтенасыщенности породы.

39. Определить коэффициент водонасыщенности породы.

40. Определить коэффициент газонасыщенности породы.

41. Определить коэффициент общей пористости образца породы.

42. Определить удельную поверхность.

43. Определить коэффициент растворимости газа.

44. Определить ширину полосы для пятирядной системы разработки.

45. Определить ширину полосы для трёхрядной системы разработки.

46. Определить для трещиноватого пласта ширину трещин и их густоту.

47. Определить приведённые пластовые давления по трём скважинам.

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

49. Какое значение имеет поддержание пластового давления заводнением?

50. Назовите основные системы разработки нефтяных месторождений при заводнении.

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

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

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

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

55. Какие методы повышения нефтеотдачи относят к гидродинамическим?

56. Назовите основные физико-химические методы повышения нефтеотдачи.

57. Какие факторы определяют повышение нефтеотдачи при внутрипластовом горении.

58. Какие требования предъявляются к нагнетаемой воде.

59. Назовите тепловые методы повышения нефтеотдачи.

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

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

Основная

1. Покрепин Б.В. Разработка нефтяных и газовых месторождений. – Волгоград.: Ин-Фолио, 2008.

2. Акульшин A.M. и др. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра, 1989.

3. Гавура В.Е. и др. Современные методы и системы разработки газонефтяных залежей. – М.: ВНИИОЭНГ, 1994.

4. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. – М.: Недра, 2000.

5. Бойко B.C. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1990.

6. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1998.

7. Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. – М.: 1989.

8. Ибрагимов Н.Г. Повышение эффективности добычи нефти на месторождениях Татарстана. – М.: ООО «Недра-Бизнес-центр», 2005.

9. Андреев И.И., Фадеев В.Г. и др. Межскважинная и внутрискважинная перекачка воды в системе поддержания пластового давления. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2006.

10. Хисамов Р.С., Газизов А.А., Газизов А.Ш. Увеличение охвата продуктивных пластов воздействием. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003.

11. Юрчук А.М., Истомин А.З. Расчеты в добыче нефти. – М.: «Недра», 1979.

Дополнительная

1. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений. – М.: ВНИИОЭНГ, 1995.

2. Вадецкий К.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра, 1993.

3. Хисамутдинов Н.И., Гильманова Р.Х. и др. Разработка нефтяных пластов в поздней стадии. Том I. Геология и разработка нефтяной залежи в поздней стадии. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», -2004.

4. Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений.- М.: Недра, 1987.

5. Мищенко И.Т. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи. – М.: Недра, 1984.

6. Сургучёв М.Л. и др. Методы извлечения остаточной нефти. М.: Недра, 1991.

7. Коротаев К.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. – М.: Недра, 1984.

8. Гиматудинов Ш.К., Борисов Ю.П., Розенберг М.Д. и др. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. – М.: Недра, 1983.

9. Лысенко В.Д. Теория разработки нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1993.

10. Желтов К.П. Сборник задач по разработке нефтяных месторождений. – М: Недра, 1985.

11. Акульшин А.И. Прогнозирование разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1988.

12. Муравьёв В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра, 1990.

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

И КОНТРОЛЬНЫЕ ЗАДАНИЯ

Для студентов заочной формы обучения

по дисциплине «Разработка нефтяных и газовых

месторождений»

для специальности 130503 «Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений»

2010

УТВЕРЖДАЮ Зам. директора по УР _______Л.С. Мавлявеева « » 2010 г.

Составила	Захарова И.М.	преподаватель нефтяных дисциплин ГАОУ СПО «Альметьевский политехнический техникум»
Рецензенты	Крылова Л.Н.	преподаватель нефтяных дисциплин ГАОУ СПО «Альметьевский политехнический техникум»
	Гаффарова Р.Т.	зам. начальника ЦДНГ-4 по геологии НГДУ «Елховнефть»

СОДЕРЖАНИЕ

	Стр.
1. Пояснительная записка	4
2. Тематический план	6
3. Содержание учебной дисциплины и методические указания	7
4. Перечень практических занятий	23
5. Задания для контрольной работы. Общие требования	24
6. Номера вариантов и контрольных вопросов	25
7. Контрольные вопросы	26
8. Методические указания к решению задач	29
9. Экзаменационные вопросы	49
10. Перечень рекомендуемой литературы	51

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

В результате изучения дисциплины студент должен:

ТЕМАТИЧЕСКИЙ ПЛАН

№

Наименование

Максимальная нагрузка

Кол-во аудиторных часов при очной форме обучения

Самостоятельная нагрузка

Всего В т.ч. практи-ческие занятия Введение 3 1 2 1. Раздел 1. Физические свойства горных пород-коллекторов 9 1 8 2. Раздел 2. Состав и свойства пластовых флюидов 8 2 6 3. Раздел 3. Состояние жидкостей и газов в пластовых условиях 14 4 2 10 4. Раздел 4. Источники пластовой энергии и режимы работы нефтяных и газовых залежей 14 4 2 10 5. Раздел 5. Разработка нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений 25 5 2 20 Тема 5.1. Разработка нефтяных месторождений 10 2 2 8 Тема 5.2. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений 9 1 8 Тема 5.3. Разработка природных битумов и высоковязких нефтей 3 1 2 Тема 5.4. Новые способы и принципы разработки нефтяных месторождений 3 1 2 6. Раздел 6. Исследование нефтяных и газовых скважин 34 10 6 24 Тема 6.1. Исследование скважин при установившемся режиме 7 3 2 6 Тема 6.2. Исследование скважин при неустановившемся режиме 9 3 2 8 Тема 6.3. Исследование газовых и водонагнетательных скважин 9 3 2 8 Тема 6.4. Аппаратура для исследования скважин 3 1 2 7. Раздел 7. Поддержание пластового давления и методы увеличения нефтеотдачи пластов 29 5 2 26 Тема 7.1. Поддержание пластового давления 13 3 2 12 Тема 7.2. Межскважинная перекачка в системе поддержания пластового давления 5 1 4 Тема 7.3. Методы увеличения нефтеотдачи пластов 11 1 10 8. Раздел 8. Охрана окружающей среды и недр при разработке нефтяных и газовых месторождений 6 2 4 Всего по дисциплине 144 34 14 110

Таблица 1

СОДЕРЖАНИЕ УЧЕБНОЙ ДИСЦИПЛИНЫ

И МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

ВВЕДЕНИЕ

Литература: О-1 стр.3

Методические указания

Раскрывать значение нефти и газа необходимо в следующих аспектах:

- краткая история применения нефти и газа;

- основные продукты, получаемые из нефти и газа;

- нефть и газ – ценное сырье для переработки;

- газ – высококалорийное топливо.

12 3 4 5 6 7 Следующая ⇒