litceysel.ru
добавить свой файл
1 2 3 4
По «физике пласта» - на зачет каждому студенту по пять вопросов, ответы на которые необходимо дать в рабочей тетради. Вопросы брать через два. Ответы на вопросы с учебника или лекций не копировать один к одному, а переработать, т.е. дать свой вариант ответа, опираясь на литературу. Тетрадь завести как можно толще и вести в ней все лекции по спец. предметам.


Вопросы на зачет «физика пласта»:


1. Классификация горных пород по происхождению. Классификация коллекторов.

2. Вытеснение нефти из пласта растворителями и газом высокого давления

3. Гранулометрический состав пород. Общие понятия о гранулометрическом составе терригенных пород и его практическое значение. Ситовой анализ. Седиментометрический анализ.

4. Роль капиллярных процессов при вытеснении нефти водой из пористых сред. Зависимость нефтеотдачи от различных факторов.

5. Форма и окатанность частиц обломочных пород. Типы цемента обломочных пород.

6. Физические основы повышения нефтеотдачи пластов различными методами (заводнение с растворами ПАВ, щелочей, полимеров, углекислоты).

7. Пористость горных пород. Виды пористости. Происхождение пор. Форма пор. Размер пор.

8. Термические способы увеличения нефтеотдачи пластов.

9. Взаимосвязь пор и виды пористости. Методы оценки пористости пород. Оценка кавернозности карбонатных пород.

10. Схема вытеснения нефти из пористых сред. Нефтеотдача пластов при различных режимах дренирования залежи.

11. Проницаемость горных пород. Линейный закон фильтрации. Аппаратура для измерения проницаемости.

12. Электрокинетические явления в пористых средах. Дроссельный эффект при движении жидкостей и газов в пористой среде.

13. Влияние изменения давления на проницаемость пород. Связь проницаемости с другими параметрами.

14. Роль поверхностных явлений при движении пластовых жидкостей. Зависимость поверхностного натяжения пластовых жидкостей от давления и температуры. Смачивание и краевой угол. Работа адгезии. Теплота смачивания. Кинетический гистерезис смачивания. Свойства поверхностных слоев.

15. Фазовые проницаемости для нефти и воды.

16. Кинетический гистерезис смачивания. Свойства поверхностных слоев.

17. Смачиваемость поверхности.


18. Константы фазового равновесия. Определение давления схождения констант фазового равновесия углеводородных смесей.

19. Удельная поверхность.

20. Фазовое состояние системы нефть - газ при различных давлениях и температурах. Расчет фазового равновесия углеводородных смесей.

21. Нефте-, газо-, водонасыщенность горных пород.

22. Поведение бинарных и многокомпонентных систем в критической области. Влияние воды на фазовые превращения углеводородов.

23. Методы определения количества остаточной воды. Влияние свойств поверхности на количество остаточной воды.

24. Фазовые состояния углеводородных систем. Схемы фазовых превращений однокомпонентных систем. Схема фазовых превращений двух- и многокомпонентных систем.

25. Механические свойства горных пород. Напряженное состояние пород в условиях залегания.

26. Состояние и свойства остаточной воды. Минерализация пластовой воды. Физические свойства пластовых вод. Растворимость газов в пластовой воде.

27. Напряженное состояние пород в районе горной выработки. Деформационные и прочностные свойства пород. Упругие изменения коллекторов в процессе разработки нефтяных месторождений.

28. Фотоколориметрия нефти.

29. Влияние давления на коллекторские свойства пород. Термические свойства горных пород.

30. Изменение свойств нефти в пределах залежи. Исследование свойств нефтей. Установка АСМ-300М для исследования пластовых нефтей.

31. Физическое состояние нефти и газа при различных условиях. Химический состав нефти и газа.

32. Термодинамические свойства газов и нефтегазовых смесей.

33. Отклонение состояния реальных газов от законов идеального газа.

34. Давление насыщения нефти газом. Сжимаемость нефти. Объемный коэффициент. Плотность пластовой нефти. Вязкость пластовой нефти.

35. Плотность газов. Вязкость газов. Растворимость газов в нефти.


36. Роль капиллярных процессов при вытеснении нефти водой из пористых сред. Зависимость нефтеотдачи от различных факторов.

37. Проницаемость горных пород. Линейный закон фильтрации. Аппаратура для измерения проницаемости.

38. Состояние и свойства остаточной воды. Минерализация пластовой воды. Физические свойства пластовых вод. Растворимость газов в пластовой воде.

39. Методы определения количества остаточной воды. Влияние свойств поверхности на количество остаточной воды.

40. Механические свойства горных пород. Напряженное состояние пород в условиях залегания.

41. Удельная поверхность.

42. Поведение бинарных и многокомпонентных систем в критической области. Влияние воды на фазовые превращения углеводородов.

43. Влияние изменения давления на проницаемость пород. Связь проницаемости с другими параметрами.

44. Роль поверхностных явлений при движении пластовых жидкостей. Зависимость поверхностного натяжения пластовых жидкостей от давления и температуры. Смачивание и краевой угол. Работа адгезии. Теплота смачивания. Кинетический гистерезис смачивания. Свойства поверхностных слоев.

45. Фазовые проницаемости для нефти и воды.

46. Фазовые состояния углеводородных систем. Схемы фазовых превращений однокомпонентных систем. Схема фазовых превращений двух- и многокомпонентных систем.

47. Методы определения количества остаточной воды. Влияние свойств поверхности на количество остаточной воды.

48. Термодинамические свойства газов и нефтегазовых смесей.

50. Пористость горных пород. Виды пористости. Происхождение пор. Форма пор. Размер пор.

51. Электрокинетические явления в пористых средах. Дроссельный эффект при движении жидкостей и газов в пористой среде.

52. Взаимосвязь пор и виды пористости. Методы оценки пористости пород. Оценка кавернозности карбонатных пород.

53. Давление насыщения нефти газом. Сжимаемость нефти. Объемный коэффициент. Плотность пластовой нефти. Вязкость пластовой нефти.


54. Смачиваемость поверхности.

55. Термические способы увеличения нефтеотдачи пластов.

56. Отклонение состояния реальных газов от законов идеального газа.

57. Механические свойства горных пород. Напряженное состояние пород в условиях залегания.

58. Экспериментальные исследования вытеснения нефти водой. Приближенное лабораторное моделирование. Критерии подобия.

59. Поведение бинарных и многокомпонентных систем в критической области.


Вопросы к контрольной работе по «Физике нефтяного пласта», условия те же самые, эти же вопросы будут и экзаменационными.

1.         Физические свойства нефтегазовых пластов; коэффициенты, характеризующие эти свойства, области их использования и способы измерения.

2.         Нефтегазовый пласт как многофазная многокомпонентная система.

3.         Терригенные, карбонатные и заглинизированные пласты; особенности их строения.

4.         Основные физические свойства нефтегазовых пластов и пластовых флюидов, используемые при проектировании и контроле за разработкой.

5.         Естественная и искусственная трещинность, способы описания.

6.         Деформация нефтегазового пласта; физическая сущность; коэффициенты и способы их определения.

7.         Физика процессов вытеснения нефти и газа водой, обобщенный закон Дарси. Функции относительных фазовых проницаемостей, характеристика и способы определения.

8.         Физика процессов теплоотдачи в нефтегазовых пластах; параметры, характеризующие свойства пласта; тепловые поля.

9.         Физическая сущность явления смачиваемости нефтегазовых пластов; виды смачиваемости; параметры, характеризующие смачиваемость пласта.

10.     Фазовые превращения углеводородных систем в нефтегазовых пластах; влияние термобарических условий пласта на фазовое состояние углеводородных систем.


11.     Реология ньютоновских и неньютоновских нефтей; физические причины аномальных явлений; фильтрация аномальных нефтей.

12.     Давление насыщения нефти газом; способы определения; физические особенности фильтрации газированной жидкости.

13.     Реальные и идеальные газы; законы их поведения; коэффициент сверхсжимаемости.

14.     Физическая сущность явлений адсорбции в нефтегазовых пластах; удельная поверхность и минералогический состав пласта; изотермы сорбции.

15.     Виды остаточной нефти в заводненных пластах; механизмы капиллярного защемления тяжелых углеводородов.

16.     Физические принципы повышения нефтеотдачи пластов; основные свойства пласта и пластовых жидкостей, используемые при повышении нефтеотдачи пласта.

17.     Неоднородность нефтегазовых пластов; структурно-литологическая и фазовая неоднородность пласта.

18.     Волновые процессы в нефтегазовых пластах; параметры, влияющие на эффективность передачи волновой энергии.

19.     Техногенные изменения нефтегазовых пластов при разработке; свойства пласта и пластовых жидкостей, меняющиеся в процессе разработки.

20.     Поверхностно-молекулярные свойства системы нефть-газ-вода-порода; капиллярное давление.

Литература:
1.        Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М.:Недра, 1982г.
2.        Басниев К.С. и др. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1997.
3.        Ермилов О.М., Ремизов В.В., Ширковский А.И. и др. Физика пласта, добыча и подземное хранение газа. М.:Наука,1996г.

ПОДЗЕМНАЯ ГИДРОМЕХАНИКА

На зачет по данной дисциплине нужно решить пять задач (по списку группы через одну, например – 1 вариант задачи 1,3,5,7, 9)

Задача 1: Определить площадь поверхности поровых каналов в 1 м3 породы при эффективном диаметре зёрен равным 0,2 мм и пористостью 25%.


Задача 2: Эксплуатационная нефтяная скважина диаметром 10 вскрыла продуктивный пласт толщиной 6 метров, насыщенный нефтью вязкостью 2,5 ×10-3 Па с. На расстоянии 250 метров от оси скважины поддерживается постоянное давление на уровне 20,7 МПа. В скважине проведены исследования методом установившихся отборов (снята индикаторная диаграмма); результаты исследования приведены в таблице:


pc, МПа

Q, м3/сут

pc, МПа

Q, м3/сут

pc, МПа

Q, м3/сут

pc, МПа

Q, м3/сут

20,2

30,0

19,2

92,0

17,7

177,0

14,0

378,0


Задача 3. Определить характер распределения давления вокруг работающей скважины с диаметром 10 и построить поверхность депрессионной воронки если величина забойного давления равна 12 МПа, а величина давления на контуре питания расположенном на расстоянии 300 м от оси скважины составляет 20 МПа.

Задача 4. Для строительства объекта необходимо вырыть котлован размером 1624 м. глубиной 1,8 м. В месте строительства под поверхностью находится высоко проницаемый горизонт с проницаемостью в 1 дарси; статический уровень грунтовых вод находится на отметке S0=  0,5 м, от дневной поверхности, на которую пласт выходит на расстоянии 200 м от центра площадки строительства. На глубине 7,5 м находится слой глин, служащий водоупором. Определить необходимую производительность насоса для откачки воды из пробуренного грунтового колодца диаметром 10" с целью обеспечения строительства, т.е. создание «сухого» котлована.


Задача 5. Эксплуатационная нефтяная скважина вскрыла изотропный бесконечный продуктивный пласт толщиной 26 метров, насыщенный нефтью вязкостью 1×10-3 Па с. Работа скважины характеризуется следующим переменным во времени дебитом:


Продолжительность интервалов работы скважины, сут

60

80

80

220

Дебит скважины, м3/сут

100

180

0

60

Определить величину пластового давления в точке пласта, расположенной на расстоянии 120 м от оси скважины, если коэффициент проницаемости пласта равен 500 миллидарси, а коэффициент пьезопроводности – 1м2/с, величина начального пластового давления p0=12МПа.

Задача 6. Для определения фильтрационных параметров пласта в скважине, работавшей с постоянным дебитом Q=200м3/сут, снята кривая восстановления забойного давления (КВД). Начальное забойное давление в скважине было равно 12,0 МПа; пласт с эффективной толщиной 15,0 м насыщен нефтью вязкостью 2×10-3 Па с. Результаты исследования представлены в следующей таблице:

T, сек

pc,, МПа

t, сек

pc,, МПа

t, сек

pc,, МПа


t, сек

pc,, МПа

0

12,0000

1500

12,6680

5000

13,0133

10000

13,0472

300

12,1050

2000

12,8620

6000

13,0233

12000

13,0562

600

12,2080

2500

12,9160

7000

13,0291

14000

13,0641

900

12,3550

3000

12,9740

8000

13,0359

16000

13,0698

1200

12,5120

4000

13,0020

9000

13,0415

18000

13,0759

Задача 7. Определить объёмный, приведённый к атмосферному давлению, дебит газовой скважины диаметром 8, вскрывший продуктивный пласт толщиной 28 м проницаемостью 320 мд, насыщенный газом с вязкостью 1410 – 6 Па с. Постоянное давление на контуре питания на расстоянии 800 м поддерживается на уровне 4,0 МПа, давление на забое скважины составляет 3,0 МПа.


Задача 8. Эксплуатационная нефтяная скважина диаметром 8 вскрыла продуктивный пласт толщиной 18 метров и проницаемостью 60 мд насыщенный нефтью вязкостью 5,010-3 Па с. На расстоянии 220 метров от оси скважины поддерживается постоянное давление на уровне 15,8 МПа, на забое скважины – 12,2 МПа. После обработки призабойной зоны скважины с проникновением реагента на глубину .10 м, её проницаемость увеличилась в 5 раз. Определить дебит скважины и эффективность проведённых мероприятий по обработке призабойной зоны скважины.


Задача 9. Эксплуатационная нефтяная скважина диаметром 10 вскрыла продуктивный пласт толщиной 26 метров и проницаемостью 218 мд на глубину12 метров. Продуктивный пласт насыщен нефтью вязкостью 2,010-3 Па с. На расстоянии 300 метров от оси скважины поддерживается постоянное давление на уровне 17,8 МПа. В скважине проведена пулевая перфорация всего вскрытого интервала пласта пулями диаметром 22 мм; сделано 200 выстрелов с глубиной проникновения пуль в породу до 60мм. Требуется определить дебит скважины при забойном давлении 12,0 МПа, величину её приведённого радиуса и степень совершенства скважины.

Задача 10. В изотропном пласте шириной 4 км, толщиной 19 м , проницаемостью 100 мд и пористостью 19% пробурены два ряда совершенных скважин диаметром 10: ряд нагнетательных и ряд эксплуатационных скважин, расстояние между которыми составляет 800 м. Продуктивный пласт насыщен нефтью вязкостью 6,010-3 Па с, вязкость нагнетаемой воды 1,010-3 Па с. Расстояние между скважинами в рядах 400 м Требуется произвести расчёт процесса вытеснения нефти из пласта, если начальное пластовое давление составляет 16 МПа , давления на забоях нагнетательных скважин превышают величину начального пластового давления на 25 %, а забойные давления в эксплуатационных скважинах снижены на 30 % по отношению к начальному пластовому давлению. Коэффициент вытеснения принять равным 0,3.

Задача 11. Определить пористость ячейки фиктивного грунта (по Слихтеру) в случае, когда угол грани ромбоэдра θ=90°.


Задача 12. Определить пористость фиктивного грунта (по Слихтеру) при наиболее плотной укладке шаровых частиц, соответствующей значению острого угла грани ромбоэдра θ = 60°.

Задача 13. Определить эффективный диаметр песчинок dэ по способу Крюгера — Цункера для песка следующего механического со­става:


Диаметр частиц 0 – 0,05 0,05 – 0,1 0,1 – 0,2 0,2 – 0,3 0,3 – 0,5 0,5 – 1,0

мм


Δgi,,вес. % 6,9 38,6 44,2 6,3 3,3 0,7

Задача 14. Определить коэффициент фильтрации, если известно, что площадь поперечного сечения образца песчаника ω = 30 см2, длина образца l = 15 см, разность давлений на входе жидкости в образец и на выходе Δp = 19,6 кПа (0,2 кгс/см2), плотность жидкости ρ = 1000 кг/м3 и расход равен 5 л/ч.

Задача 15. Определить скорость фильтрации и среднюю скорость дви­жения нефти у стенки гидродинамически совершенной скважи­ны и на расстоянии r = 75 м, если известно, что мощность пла­ста h = 10 м, коэффициент пористости m = 12%, радиус скважи­ны rс = 0,1 м, массовый дебит скважины Qm = 50 т/сут и плот­ность нефти ρ = 850 кг/м3.

Задача 16. Определить объемный дебит Qc и скорость фильтрации газа wc у стенки гидродинамически совершенной скважины, если известно, что приведенный к атмосферному давлению и пластовой температуре объемный дебит газа Qat = 106 м3/сут, радиус скважины rс = 0,1 м, мощность пласта h = 20 м, абсо­лютное давление газа на забое рс = 4,9 МПа (50 кгс/см2).

Задача 17. Определить скорость фильтрации и среднюю скорость дви­жения при плоскорадиалыюй фильтрации газа к скважине в точке на расстоянии r = 150 м от центра скважины, если дав­ление в этой точке равно р = 7,84 МПа (80 кгс/см2), мощность пласта h = 12 м, пористость его m = 20%, а приведенный к ат­мосферному давлению и пластовой температуре дебит Qат = 2∙106 м3/сут, рат = 0,1 МПа.


Задача 18. Определить радиус призабойной зоны rкр, в которой нару­шен закон Дарcи, при установившейся плоскорадиальной фильтрации идеального газа, если известно, что приведенный к атмосферному давлению дебит скважины Qaт = 2∙106 м3/сут, мощность пласта h = 10 м, коэффициент проницаемости k=0,6 Д, коэффициент пористости пласта m=19%, динамиче­ский коэффициент вязкости газа в пластовых условиях μ=1,4∙10-5 кг/м∙с, плотность газа при атмосферном давлении и пластовой температуре ρат = 0,7 кг/м3.

Задача 19. Дебит газовой скважины, приведенный к атмосферному давлению при пластовой температуре Qат = 2∙106 м3/сут, аб­солютное давление на забое pс = 7,84 МПа (80 кгс/см2), мощ­ность пласта h=10 м, коэффициент пористости пласта m = 18%, коэффициент проницаемости k=1,2 Д, средняя молеку­лярная масса газа 18, динамический коэффициент вязкости в пластовых условиях μ = 0,015 мПа∙с, температура пласта 45° С.

Определить, имеет ли место фильтрация по закону Дарси в призабойной зоне совершенной скважины радиусом rс = 10 см.

Задача 20. Определить дебит дренажной галереи шириной B = 100 м, если мощность пласта h=10 м, расстояние до контура питания l = 10 км, коэффициент проницаемости пласта k=1 Д, динамический коэффициент вязкости жидкости μ = l сП, давление на контуре питания pк = 9,8 МПа (100 кгс/см2) и давление в галерее pг = 7,35 МПа (75 кгс/см2). Движение жидкости напорное, подчиняется закону Дарси.

Задача 21. Определить дебит нефтяной скважины (в т/сут) в случае установившейся плоскорадиальной фильтрации жидкости по закону Дарси, если известно, что давление на контуре питания рк =9,8 МПа (100 кгс/см2), давление на забое скважины рс =7,35 МПа (75 кгс/см2), коэффициент проницаемости пласта k = 0,5 Д, мощность пласта h = 15 м, диаметр скважины Dc=24,8 см, радиус контура питания Rк=10 км, динамический коэффициент вязкости жидкости μ = 6 мПа∙с и плотность жидкости р = 850 кг/м3.


Задача 22. Определить коэффициент гидропроводности пласта khпо данным о коэффициенте продуктивности скважины. Извест­но, что фильтрация происходит по закону Дарси, коэффициент продуктивности K=18 т/сут (кгс/см2), среднее расстояние меж­ду скважинами 2σ = 1400 м, плотность ρ=925 кг/м3, радиус скважины rс = 0,1 м.

Задача 23. Найти изменение перепада давления Δр при увеличении радиуса скважины вдвое, при котором дебит остается прежним. Рассмотреть два случая, как в предыдущей задаче. Начальный радиус скважины rс = 0,1 м, расстояние до контура питания Rк= 1 км.

Задача 24. Определить дебит батареи из четырех скважин, располо­женных вдали от контура питания, и одной скважины, находя­щейся в центре (рис. 1), ес­ли известно, что все скважины находятся в одинаковых усло­виях; радиус батареи R1 = 200 м, расстояние до конту­ра питания Rk = 10 км, радиус скважины гс = 0,1 м, мощность пласта h = 10 м, потенциал на контуре питания Фk = 40 см2/с, потенциал на скважинах Фс = 30 см2/с.


Задача 25. Круговой нефтяной пласт радиусом Rk =15 км, мощностью h = 8м эксплуатируется пятью скважинами радиусом rc =7,5 см, из которых четыре расположены в вершинах квадрата со сто­роной d = 150 м, а пятая — в центре (см. рис. 18). Контурное давление рk= 10,78 МПа (110 кгс/см2), скважины работают с одинаковым забойным давлением рс= 8,82 МПа (90 кгс/см2).

Коэффициент проницаемости пласта k = 0,6 Д, динамический коэффициент вязкости нефти μ = 1,1 мПа·с

Определить дебиты скважин и отношение дебитов Q5/Q1.


Задача 26. Совершенная скважина расположена в водяном пласте вблизи прямолинейного контура питания. Разность статическо­го и динамического уровней H = 8 м, коэффициент проницае­мости k = 2Д, динамический коэффициент вязкости μ =1 сП, ра­диус скважины

rc = 10 см и мощность пласта h = 12 м. Найти дебит скважины при двух значениях расстояния от контура пи­тания до скважины: 1) a = 100 м, 2) а = 200 м. Представить графически расположение изобар для случая 1) при условии, что статический уровень

Hk = 40 м.

Задача 27. Назовем эффектом взаимодействия Е отношение суммарного дебита всех интерферирующих скважин к суммарному дебиту того же числа скважин без учета их взаимодействия.

Найти изменение эффекта взаимодействия в зависимости от числа скважин, эксплуатирующих залежь радиусом Rk = 5000 м; радиус скважины rс=10 см; скважины работают при постоянной депрессии.

Сопоставить следующие случаи:

а) две скважины находятся ка расстоянии d = 100 м;

б) три скважины расположены в вершинах равносторонне­го треугольника со стороной d= 100 м;

в) четыре скважины — в вершинах квадрата со стороной d = 100 м.

Задача 28. Вывести формулу дебита скважины круговой батареи ради­уса R, состоящей из т скважин, расположенной в центре кру­гового пласта радиуса Rk, концентрично контуру питания.

Подсчитать дебит при следующих данных: R = 150 м, т = 6, Rк = 3000 м, rc = 0,1 м, рk= 11,76 МПа (120 кгс/см2), рс = 9,8 МПа (100 кгс/см2), коэффициент проницаемости k =0,2 Д, мощность пласта h = 10 м, динамический коэффициент вязкости нефти μ = 2 мПа·с. Сравнить дебит одной скважины батареи с дебитом одной скважины в центре пласта.


Задача 29. Определить дебиты скважин двух круговых батарей с ради­усами R1 = 1000 м и R2 = 600 м, расположенных концентрично в круговом пласте с радиусом кон­тура питания Rk = 3500 м. Сква­жины радиусом rc =10 см экс­плуатируются при постоянных забойных давлениях pc1 = 9,8 МПа (100 кгс/см2), рс2 = 9,31 МПа (95 ктс/см2), давле­ние на контуре питания рк = 12,25 МПа (125 кгс/см2), мощ­ность пласта h = 10 м, коэффици­ент проницаемости пласта k = 0,2 Д, динамический коэффи­циент вязкости нефти μ = 5 мПа·с. Число скважин в батареях m1= 10, m2 =6.

Задача 29. Определить забойные давления скважин, расположенных в круговом пласте радиуса Rk = 10 км двумя концентричными кольцевыми батареями с радиусами R1 = 2000 м, R2 = 1200 м. Число скважин в батареях т1 = 30, т 2=16; дебит одной сква­жины первой батареи Q1 = 80 м3/сут, второй — Q2 = 70 м3/сут; радиус скважины rс= 10 см, мощность пласта h =15 м, кэффициент проницаемости пласта k = 0,8 Д, динамический коэффи­циент вязкости жидкости μ = 8 сП, давление на контуре пита­ния пласта рк=14,7 МПа (150 кгс/см2).

Задача 30. Определить дебит скважины, работающей в пласте, огра­ниченном двумя прямолинейными непроницаемыми границами, расположенными под углом 60° друг к другу. Расстояние от точки пересечения непроницаемых границ до скважины r = 200 м, расстояние до одной из границ а = 50 м, радиус кон­тура питания Rk = 5 км (рис. 29). Мощность пласта h = 10 м, коэффициент проницаемости пласта k = 0,3 Д, динамический коэффициент вязкости жидкости μ = 2 мПа·с, депрессия ∆р = = 2,45 МПа (25 кгс/см2), радиус скважины rс =0,1 м.


следующая страница >>