МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ К РЕШЕНИЮ ЗАДАЧ

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
	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
	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
	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
	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
	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
	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
	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
	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
	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
	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
	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
	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.

⇐ Предыдущая1234567

Поделиться: