Основы разработки. Контрольная работа А. Контрольная работа по дисциплине Основы разработки нефтегазоконденсатных месторождений Руководитель работы
 Скачать 136 Kb.
|
|
Министерство науки и высшего образования Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Тюменский ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ университет» Филиал ТИУ в г. Сургуте
КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА по дисциплине: «Основы разработки нефтегазоконденсатных месторождений»
Сургут 2023 Задача 1 Определение пластового давления газоконденсатной и газовой скважины Определить 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 1 Определение 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/м3 ρсм = ρвnв+ ρн ( 1- nв)=1050*0,15+800*(1-0,15)=837,5 кг/м3 б) 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 2 Определение продолжительности разработки газоконденсатного месторождения Определить 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 2 1) Запасы нефти, извлекаемые на каждом этапе разработки залежи, м3 V1 =π*(Rн2- R12) *h*m =3,14*(35002-29002) *10*0,18=21703680 м3 V2 =π*(R12- R22) *h*m =3,14*(29002-25002) *10*0,18=12208320 м3 V3 =π*(R22- R32) *h*m = 3,14*(25002-21002) *10*0,18=10399680 м3 V4 =π*(R32- rс 2) *h*m =3,14*(21002-0,012) *10*0,18= 24925320 м3 2) Число скважин в каждом ряду n1 = 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/сут Q1= q n1= 35*37= 1295 м3/сут Q2= q n2= 35*28= 980 м3/сут Q3= q n3= 35*23= 805 м3/сут 4) Суммарный дебит всех скважин по этапам разработки, м3/сут Первый 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/сут 5) Общие запасы нефти, м3 Vобщ=V1+V2+V3+V4=21703680+12208320+10399680+24925320=69237000м3 6) Продолжительность этапов разработки, сут t1= V1/ Qр1= 21703680/3115=6967 сут t2= V2/ Qр2=12208320/1820=6708 сут t3= V3/ Qр3=10399680/840=12381 сут 7) Общая продолжительность разработки, сут t= 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. |