Вопросы к экзамену и типовые задачи по МДК 01.01 Разработка нефтяных и газовых месторождений.

Перечень вопросов и типовых задач для подготовки к экзамену

по МДК 01.01 (тема 1.6.-1.10)

1. Пористость горных пород: виды, определение, пределы измерения пористости.

2. Технология исследования скважин при установившихся режимах фильтрации.

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

4.Условия эффективного применения поддержания пластового давления. 

5. Плотность и вязкость нефти в пластовых условиях.

6. Порядок проектирования разработки месторождений.

7. Поверхностное натяжение на границе раздела фаз.  

8.Характеристика основных показателей разработки месторождений.  

9. Понятие, определение приведенного пластового давления.    

10. Сущность, преимущества гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи пластов. 

11. Стадии разработки нефтяных и газовых месторождений.

12. Мероприятия по охране труда и окружающей среды при осуществлении методов повышения нефтеотдачи.

13. Физические свойства нефтяного пласта: теплота сгорания, теплоемкость.

14.Методы воздействия на пласт.

15.Особенности исследования нагнетательных скважин.

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

17. Контроль, анализ и регулирование процесса разработки месторождений.  

18. Понятие, виды, количественная характеристика вязкости нефти. 

19. Пластовая температура. Оценка величины пластовой температуры.

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

21. Понятие о пластовом и забойном давлении. Способы их определения в нефтяных скважинах.

22. Обработка данных исследования при установившихся режимах фильтрации.

23. Состав и свойство пластовых вод. Связанная вода в нефтяной залежи.

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

25. Источники и характеристики пластовой энергии.

26. Нефтегазонасыщенность коллекторов, способы их определения. 

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

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

29. Понятие системы разработки, рациональной системы разработки.

30. Классификация, назначение методов увеличения нефтеотдачи пластов. 

31. Классификация и характеристика систем разработки.

32. Особенности исследования газовых скважин.

33. Методы подсчета запасов нефти и газа.

34. Относительная геохронология. Методы определения возраста Земли и горных пород.

35. Особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

36.Технология исследования скважин при неустановившихся режимах фильтрации.

37. Условия применения, разновидности, размещение нагнетательных скважин при законтурном и приконтурном заводнении. 

38. Темп разработки пласта. 

39. Источники водоснабжения. Влияние качества закачиваемой воды на нефтеотдачу пластов. 

40.Заводнение с использованием поверхностно-активных веществ. 

41. Форсированный отбор жидкости

42. Формула Дюпюи.

43. Назначение, разновидности, схема внутрипластового горения. 

44. Термодинамические исследования.

45. Газовые методы увеличения нефтеотдачи. 

46. Отбор проб.

47. Понятие, измерение, пределы измерения плотности нефти. 

48. Гидродинамическое несовершенство скважин.  

49. Классификация пластовых вод. Значение изучения свойств пластовых вод при разработке месторождения. 

50. Тепловые методы повышения нефтеотдачи пластов.

51. Регулирование процесса разработки.

52. Режимы нефтегазоносных пластов. 

53. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов.

54. Технологическое задание на составление проектных документов.

55. Физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов.

56. Виды проектных технологических документов на разработку месторождения
57. Газовый фактор.

58. Дебит скважин.

59. Виды давления.

60. Коэффициент извлечения нефти.

61. Виды нефтеотдачи.

62. Закон Дарси.

63. Процесс внутрипластового горения.

64. Методы исследования скважин
65. Системы разработки месторождения.

66. Строение пласта.

67. Процесс тепловой обработки пласта.

68. Контроль и регулирование месторождения в процессе разработки.

69. Процесс нагнетания воды в пласт.

70. Определение нефти и газа.

Примеры задач.

Задание 1. Найдите коэффициент извлечение нефти если известно, что количество нефти, извлеченной на поверхность составляет 243000000 тонн, а балансовые запасы нефти составляют 885000000 тонн.

Задание 2. Определите запас упругой энергии залежи, если известно, что начальное составляло 15 МПа, пластовое давление составляет 11 МПа, m = 0.32,  = 1,2 *  1/ат,  =  1,05* 1/ат, объем фиктивной среды равен 5* 

Задание 3. Определите скорость фильтрации жидкости на расстоянии 10м, если известно, что коэффициент проницаемости 5 м/сут, динамическая вязкость жидкости 0,6 Пас, перепад давления 3 Мпа.

Задание 4. Рассчитать коэффициент продуктивности безводной фонтанной скважины по данным ее исследования методом пробных откачек при дебите 130 т/сут, забойном давлении 14 МПа, и пластовом давлении 25 МПа.

Задача 5. Определить продолжительность разработки круговой залежи нефти при следующих данных: радиус начального контура нефтеносности.

Исходные данные: Rн = 3000 м; радиусы эксплуатационных рядов: R1 =2400 м, R2 =2000 м, R3 =1600 м.

В центре пласта помещена одна скважина с радиусом rс =0,01 м.

Расстояние между скважинами в рядах 2σ =300 м, мощность пласта h=10 м,

пористость пласта т = 12%=0,12. Каждая скважина работает с предельно допустимым дебитом q =50 м3/сут. Все ряды работают одновременно.

Решение:

I. Запасы нефти, извлекаемые на каждом этапе разработки залежи,

V1 = π (Rн2 - R12) hm , (м3);

V2= π (R12 - R22) hm , (м3);

V3 = π (R22 - R32) hm , (м3);

V4 = π (R32 - rc2) hm, (м3).

II. Число скважин в каждом ряду

n1 = 2πR1 / 2σ ;

n2 = 2πR2 / 2σ ;

n3 = 2πR3 / 2σ ;

III. Суммарный дебит ряда

Q1 = qn1 , (м3/сут);

Q2 = qn2 , ( м3/сут);

Q3 = qn3 , ( м3/сут).

IV. Суммарный дебит всех скважин по этапам разработки:

первый этап

QР1 = q(n1 + n2 + n3 + 1) , ( м3/сут);

второй этап

QР2 = q(n2 + n3 + 1), (м3/сут);

третий этап

QР3 = q(n3 + 1), ( м3/сут).

V. Общие запасы нефти

Vобщ = V1+ V2 + V3 + V4 , ( м3.)

VI. Продолжительность этапов разработки:

первого

t1 = V1 / Qр1 , (сут (… Мс));

второго

t2 = V2 / Qр2, (сут (… Мс));

третьего

t3 = V3 / Qр3 , ( сут (…Мс)).

VII. Общая продолжительность разработки

t= t1 + t2 + t3 , ( года (..Мс)).

Составила _______________ Лаврентьева Л.А.