Файл: Контрольная работа по дисциплине Основы разработки нефтегазоконденсатных месторождений Руководитель работы.doc
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 05.12.2023
Просмотров: 124
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Министерство науки и высшего образованияРоссийской ФедерацииФедеральное государственное бюджетноеобразовательное учреждение высшего образования«Тюменский ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ университет»Филиал ТИУ в г. Сургуте
КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТАпо дисциплине: «Основы разработки нефтегазоконденсатных месторождений»
Сургут2023Задача 1Определение пластового давления газоконденсатной и газовой скважиныОпределить величину пластового давления на уровне середины перфорации по показаниям устьевого манометра закрытой газоконденсатной и газовой скважины. Данные приведены в таблице 2. Методические указания к решению задачи 1Определение пластового давления по давлению на устье газоконденсатной скважины основано на том, что в остановленной скважине забойное давление становится равным пластовому и уравновешивается давлением столба жидкости и устьевым давлением.а) Давление в газоконденсатной скважине определяется по формуле:Рпл = ρсм g (Нф – hст ) 10-6 +Ру=837,5*9,8*(1580-100)*10-6+2=14,14 МПа,где g = 9,8 м/с-ускорение свободного падения,ρсм – плотность водонефтяной смеси, кг/м3ρсм = ρвnв
+ ρн ( 1- nв)=1050*0,15+800*(1-0,15)=837,5 кг/м3б) Пластовое давление газовой скважины определяется по формуле:Рпл =Ру е 2s= 11*2,7182*0,192=16,14 МПа, Где = (0,03415*0,8*1580)/(300*0,75)=0,192е = 2,718 – основание натурального логарифма. Таблица 1 - Исходные данные для задачи 1
Задача 2Определение продолжительности разработки газоконденсатного месторожденияОпределить продолжительность разработки круговой газоконденсатной залежи. В центре пласта помещена одна скважина с радиусом rс=0,01 м. Эксплуатационные скважины расположены рядами. Изобразите схему расположения скважин. Расстояние между скважинами в рядах 2σ =500 м. Все ряды работают одновременно. Данные для расчета приведены в таблице 2.Таблица 2 - Исходные данные для задачи 2
Методические указания к решению задачи 21) Запасы нефти, извлекаемые на каждом этапе разработки залежи, м3V1 =π*(Rн2- R12) *h*m =3,14*(35002-29002) *10*0,18=21703680 м3V2 =π*(R12- R22) *h*m =3,14*(29002-25002) *10*0,18=12208320 м3V3 =π*(R22- R32) *h*m = 3,14*(25002-21002) *10*0,18=10399680 м3V4 =π*(R32- rс 2) *h*m =3,14*(21002-0,012) *10*0,18= 24925320 м32) Число скважин в каждом рядуn1 = 2π R1/2σ= (2*3,14*2900)/500= 37 шт. n2 = 2π R2/2σ= (2*3,14*2500)/500= 28 шт. n3 = 2π R3/2σ= (2*3,14*2100)/500= 23 шт.3) Суммарный дебит ряда, м3/сутQ1= q n1= 35*37= 1295 м3/сутQ2= q n2= 35*28= 980 м3/сутQ3= q n3= 35*23= 805 м3/сут4) Суммарный дебит всех скважин по этапам разработки, м3/сутПервый этап Qр1= q(n1+ n2+ n3+1)=35*(37+28+23+1)= 3115 м3/сут Второй этап Qр2= q(n2+ n3 +1)=35*(28+23+1)= 1820 м3/сут Третий этап Qр3= q(n3+1)=35*(23+1)= 840 м3/сут5) Общие запасы нефти, м3Vобщ=V1+V2+V3+V4=21703680+12208320+10399680+24925320=69237000м36) Продолжительность этапов разработки, сутt1= V1/ Qр1= 21703680/3115=6967 сутt2= V2/ Qр2=12208320/1820=6708 сутt3= V3/ Qр3=10399680/840=12381 сут7) Общая продолжительность разработки, сутt= t1+ t2+ t3=6967+6708+12381=26056 сут= 71 год. Ответ: Общая продолжительность разработки 71 год.Теоретические вопросы по вариантам: 2. Нефтяные оторочки нефтегазоконденсатных месторождени?Нефтяная оторочка (подгазовая залежь)Нефтяная оторочка — нефтяная часть газонефтяной или газоконденсатно-нефтяной залежи, размеры и геологические запасы которой намного меньше газовой части 2-фазной залежи (тонкая прослойка нефти обычно 10-30 метров между значительно большей по объему газовой шапкой и водоносным слоем).
3. Список используемой литературы
| | Кафедра «Нефтегазовое дело» |
| Руководитель работы | Студент (ка) |
| (Ф.И.О., ученая степень) | (Ф.И.О., группа) |
| (оценка, подпись) | (подпись) |
+ ρн ( 1- nв)=1050*0,15+800*(1-0,15)=837,5 кг/м3б) Пластовое давление газовой скважины определяется по формуле:Рпл =Ру е 2s= 11*2,7182*0,192=16,14 МПа, Где = (0,03415*0,8*1580)/(300*0,75)=0,192е = 2,718 – основание натурального логарифма. Таблица 1 - Исходные данные для задачи 1
| № варианта Параметр | 2 |
| Глубина скважины Н, м | 1600 |
| Интервал перфорации, hф, м | 1580- 1590 |
| Устьевое давление газоконденсатной скважины Ру, МПа | 2,0 |
| Устьевое давление газовой скважины Ру, МПа | 11 |
| Статический уровень hст, м | 100 |
| Обводненность n в, % | 15 |
| Плотность газоконденсата ρн, кг/м3 | 800 |
| Плотность пластовой воды ρв, кг/м3 | 1050 |
| Относительная плотность газа ρг, кг/м3 | 0,8 |
| Средняя температура в скважине, Тср, К | 300 |
| Коэффициент сверхсжимаемости газа, z | 0,75 |
| № вари-анта | Радиус начального контура нефтенос-ности Rн, м | Радиус эксплуатационного ряда R1, м | Радиус эксплуатационного ряда R2, м | Радиус эксплуатационного ряда R3, м | Мощность пласта h,м | Пористость m,% | Дебит скважины q, м3/сут |
| 2 | 3500 | 2900 | 2500 | 2100 | 10 | 18 | 35 |
Методические указания к решению задачи 21) Запасы нефти, извлекаемые на каждом этапе разработки залежи, м3V1 =π*(Rн2- R12) *h*m =3,14*(35002-29002) *10*0,18=21703680 м3V2 =π*(R12- R22) *h*m =3,14*(29002-25002) *10*0,18=12208320 м3V3 =π*(R22- R32) *h*m = 3,14*(25002-21002) *10*0,18=10399680 м3V4 =π*(R32- rс 2) *h*m =3,14*(21002-0,012) *10*0,18= 24925320 м32) Число скважин в каждом рядуn1 = 2π R1/2σ= (2*3,14*2900)/500= 37 шт. n2 = 2π R2/2σ= (2*3,14*2500)/500= 28 шт. n3 = 2π R3/2σ= (2*3,14*2100)/500= 23 шт.3) Суммарный дебит ряда, м3/сутQ1= q n1= 35*37= 1295 м3/сутQ2= q n2= 35*28= 980 м3/сутQ3= q n3= 35*23= 805 м3/сут4) Суммарный дебит всех скважин по этапам разработки, м3/сутПервый этап Qр1= q(n1+ n2+ n3+1)=35*(37+28+23+1)= 3115 м3/сут Второй этап Qр2= q(n2+ n3 +1)=35*(28+23+1)= 1820 м3/сут Третий этап Qр3= q(n3+1)=35*(23+1)= 840 м3/сут5) Общие запасы нефти, м3Vобщ=V1+V2+V3+V4=21703680+12208320+10399680+24925320=69237000м36) Продолжительность этапов разработки, сутt1= V1/ Qр1= 21703680/3115=6967 сутt2= V2/ Qр2=12208320/1820=6708 сутt3= V3/ Qр3=10399680/840=12381 сут7) Общая продолжительность разработки, сутt= t1+ t2+ t3=6967+6708+12381=26056 сут= 71 год. Ответ: Общая продолжительность разработки 71 год.Теоретические вопросы по вариантам: 2. Нефтяные оторочки нефтегазоконденсатных месторождени?Нефтяная оторочка (подгазовая залежь)Нефтяная оторочка — нефтяная часть газонефтяной или газоконденсатно-нефтяной залежи, размеры и геологические запасы которой намного меньше газовой части 2-фазной залежи (тонкая прослойка нефти обычно 10-30 метров между значительно большей по объему газовой шапкой и водоносным слоем).
-
В зависимости от размеров нефтяные оторочки делятся на промышленные и непромышленные. Когда запасы нефти в оторочке имеют подчиненное значение по отношению к газу, разработка нефтяной оторочки может быть отложена на длительное время. -
По условиям залегания относительно газовой части залежи выделяют подстилающие и окаймляющие нефтяные оторочки. -
Промышленное освоение нефтяных оторочек, запасы которых в основном сосредоточены в подгазовой части – трудоемкая задача. Поскольку, главная особенность освоения нефтяных оторочек связана с прорывами газа и воды к добывающим нефтяным скважинам. -
Добыча из нефтяных оторочек всегда была проблемой из-за тонко распределенных нефтяных ресурсов и сложных механизмов добычи, предполагавших бурение сложных скважин, подъем жидкости с высоким содержанием газа, высокой точности интегрированного проектирования.
3. Список используемой литературы
-
Лушпеев В. А., Мешков В. М., Ешимов Г. К. и др. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2011. – 245 с. -
Юшков И. Р. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений: учеб.-метод. пособие / И. Р. Юшков, Г. П. Хижняк, П. Ю. Илюшин. – Пермь : Перм. нац. исслед. политехн.ун-та, 2013. – 177 с. -
Разработка нефтяных и газовых месторождений: учебное пособие / А. К. Ягафаров, И. И. Клещенко, Г. П. Зозуля и др. – Тюмень : ТюмГНГУ, 2010. – 396 с.