Презентация по нефтегазовому делу

Задание. Рассчитать коэффициент зонда для проведения электрического каротажа. Исходные данные для расчета приведены в таблице 1.

N 11.0 M 0.5 A - это обращенный (кровельный) однополюсный потенциал зонд, длина зонда 0,5 метра.

А 0.4 М 0.1 N - это последовательный (подошвенный) двухполюсный градиент зонд, длина зонда 0,4 метра.

Коэффициент для однополюсных зондов рассчитывается по формуле:
\[
K_{3}=4 \Pi * A M^{*} A N / M N
\]

Таблица 1
\begin{tabular}{|c|}
\hline A 7.0 M 0.5 N \\
\hline A 0.9

Выбери маломонтажные уставноки, которые смогут добывать 5 млн. кубических метров природного газа в условиях Якутии

Практическая работа №3
Определение параметров пласта по КВД без учета дополнительного притока жидкости

Ісходные данные
\begin{tabular}{|l|l|l|l|}
\hline Время с момента остановки t, c & \( \Delta \mathrm{P}_{\text {sa6MПа }} \) & Время с момента остановки t, с & \( \mathrm{P}_{326} \mathrm{M} \Pi \mathrm{a} \) \\
\hline 60 & 0,3 & 4800 & 1,565 \\
\hline 120 & 0,4 & 5400 & 1,57 \\
\hline 180 & 0,45 & 6000 & 1,575 \\
\hline 300 & 0,5 & 6600 & 1,58 \\
\hline 600 & 0,6 & 7200 & 1,59 \\
\hline 1200 & 0,65 & 7800 & 1,595 \\
\hline 1800 & 0,70 & 8400 & 1,6 \\
\hline 2400 & 0,75 & 9000 & 1,615 \\
\hline 3000 & 0,8 & 9600 & 1,630 \\
\hline 3600 & 1,3 & 10200 & 1,645 \\
\hline 4200 & 1,36 & 10800 & 1,65 \\
\hline
\end{tabular}

Определим гидропроводность и проницаемость пласта в районе нефтяной фонтанной скважины, приведенный радиус, коэффищиент совершенства и коэффищиент продуктивности при следующих исходных данных: \( \mathrm{b}=1,1 ; \rho_{\text {nos }}= \) \( 0,86 \mathrm{~T} / \mathrm{M}^{3} ; \mu_{\mathrm{H}}=4,5 \mathrm{M} П \mathrm{a} \cdot \mathrm{c} ; \mathrm{h}=8 \mathrm{M} ; \mathrm{m}=0,2 ; \beta_{\mathrm{H}}=9,42 \cdot 10^{-4} 1 / \mathrm{M} П \mathrm{a} ; \beta_{\mathrm{c}}=3,6 \cdot 10^{-4} 1 / \mathrm{M} П а ; \) \( \tau_{\text {с. }}=0,15 \mathrm{~m} ; \sigma_{\text {ср }}=150 \mathrm{~m} \). Кривая восстановления давления регистрировалась после остановки скважин. Дебит скважины до остановки составлял 70 т/сут. Известно, что в пласте движется однофазная нефть.

Определить расход нефтепродукта в трубопро¬воде диаметром Dн х  и длиной L , если кинематическая вязкость нефтепродукта , плотность , а перепад дав¬ления в трубопроводе равен Р. Данные приведены в табл.
Dн,
мм L,
км 104
м2/с ,
кг/м3 Р,
МПа
4267 2,5 0,50 820 0,04

Практическая работа №2
Расчет ожидаемого дебита группы скважин с боковым стволом
Вариант №16

Исходные данные
\begin{tabular}{|l|l|}
\hline Показатель & Значение \\
\hline Число добывающих скважин рассматриваемого участка & 4 \\
\hline Среднее число добывающих скважин на одну нагнетательную & 1 \\
\hline Число работающих скважин рассматриваемого участка & 5 \\
\hline Коэффициент приемистости одной нагнетательной скважины, т/сут \( \cdot \) МПа & 122 \\
\hline Коэффициент продуктивности бокового ствола, т/(сут.МПа) & 26,4 \\
\hline Коэффициент продуктивности \( i \)-той скважины (одинаковые значения для всех скважин), т/(сут-МПа) & 15,8 \\
\hline Забойное давление \( i \)-той скважины (одинаковые значения для всех скважин), МПа & 21 \\
\hline Забойное давление нагнетательных скважин, МПа & 30 \\
\hline Радиус контура питания, м & 1400 \\
\hline Радиус скважины, м & 0,1 \\
\hline Длина ствола, м & \begin{tabular}{l}
1. 670 \\
2. 700 \\
3. 560 \\
4.1200
\end{tabular} \\
\hline Толшина пласта, м & 15,1 \\
\hline Расстояние от середины пласта до оси горизонтальный скважины, м & 6 \\
\hline Средняя толщина глинистых прослоев в нефтенасышенном интервале пласта, м & 3,2 \\
\hline Пористость коллекторов, доли ед. & 0,23 \\
\hline
\end{tabular}
\begin{tabular}{|l|l|}
\hline Вскрыгая боковым стволом нефтенасыщенная толщина, м & 9 \\
\hline Плотность сетки скважин, м²/скв & 37,1*104 \\
\hline Средняянефтенасышенность на участке, доли ед. & 0,77 \\
\hline Дебит по жидкости бокового ствола, т/сут & 300 \\
\hline Средний дебит по жидкости окружающих скважин, т/сут & 17 \\
\hline Абсолютная глубина залегания пласта, м & 2320 \\
\hline Средняя обводненность продукции скважин, \% & 69,3 \\
\hline Средние балансовые запасы на одну скважину участка, т & 2100 \\
\hline Горизонтальная проницаемость, мкм \( { }^{2} \) & \( 35 \cdot 10^{-3} \) \\
\hline Вертикальная проницаемость, мкм \( { }^{2} \) & \( 49 \cdot 10^{-3} \) \\
\hline Коэффициент собственной поляризации нефтенасышенных пород & 0,71 \\
\hline
\end{tabular}

Рассчитать прирост суточной добычи рассматриваемой группы скважин \( \Delta \mathrm{Q} \), дебит одной окружающей добывающей скважины \( \mathrm{q}_{\mathrm{i}} \), дебит скважины с боковым стволом и суммарный дебит группы скважин при длинах ствола скважины \( 560,670,700 \) и 1200 м

Практическая работа №2
Расчет ожидаемого дебита группы скважин с боковым стволом
Вариант №16

Исходные данные
\begin{tabular}{|l|l|}
\hline Показатель & 3начение \\
\hline Число добывающих скважин рассматриваемого участка & 4 \\
\hline Среднее число добывающих скважин на одну нагнетательную & 1 \\
\hline Число работающих скважин рассматриваемого участка & 5 \\
\hline Коэффициент приемистости одной нагнетательной скважины, т/сут•МПа & 122 \\
\hline Коэффициент продуктивности бокового ствола, т/(сут:МПа) & 26,4 \\
\hline Коэффициент продуктивности \( i \)-той скважины (одинаковые значения для всех скважин), T/(сут -МПа) & 15,8 \\
\hline Забойное давление \( i \)-той скважины (одинаковые значения для всех скважин), МПа & 21 \\
\hline Забойное давление нагнетательных скважин, МПа & 30 \\
\hline Радиус контура питания, м & 1400 \\
\hline Радиус скважины, м & 0,1 \\
\hline Длина ствола, м & \begin{tabular}{l}
1. 670 \\
2. 700 \\
3. 560 \\
4.1200
\end{tabular} \\
\hline Толщина пласта, м & 15,1 \\
\hline Расстояние от середины пласта до оси горизонтальный скважины, м & 6 \\
\hline Средняя толщина глинистых прослоев в нефтенасыщенном интервате пласта, м & 3,2 \\
\hline Пористость коллекторов, доли ед. & 0,23 \\
\hline
\end{tabular}
\begin{tabular}{|l|l|}
\hline Вскрытая боковым стволом нефтенасыщенная толщина, м & 9 \\
\hline Плотность сетки скважин, м²/скв & 37,1*10 \( { }^{4} \) \\
\hline Средняянефтенасышенность на участке, доли ед. & 0,77 \\
\hline Дебит по жидкости бокового ствола, т/сут & 300 \\
\hline Средний дебит по жидкости окружающих скважин, т/сут & 17 \\
\hline Абсолютная глубина залегания пласта, м & 2320 \\
\hline Средняя обводненность продукции скважин, \% & 69,3 \\
\hline Средние балансовые запасы на одну скважину участка, т & 2100 \\
\hline Горизонтальная проницаемость, мкм \( { }^{2} \) & \( 35 \cdot 10^{-3} \) \\
\hline Вертикальная проницаемость, мкм \( { }^{2} \) & \( 49 \cdot 10^{-3} \) \\
\hline Коэффициент собственной поляризации нефтенасыщенных пород & 0,71 \\
\hline
\end{tabular}
Активация Windows
Чтобы активировать Windows, перей

Определить комплексную расценку бригаде, занятой расфасовкой нефтепродуктов в мелкую тару, по следующим исходным данным: операция А – два рабочих (3 и 5 разряды), норма времени – 0,4 человеко-часа, число операций - 5; операция Б – один рабочий (4 разряд), норма времени 2,6 человеко-часа, число операций - 2; операция В – трое рабочих (2, 4 и 6 разряды), норма времени 0,11 человеко-часов, число операций – 60; часовые тарифные ставки на работах с особо тяжелыми и вредными условиями труда: 67; 73; 81; 91; 104; 121 руб.

В вертикальном цилиндрическом резервуаре типа РВС номинальной емкости V хранится М нефтепродукта плотностью 20 . Определить изменение температуры нефтепродукта в резервуаре, если уровень нефтепродукта в нем изменился на величину h, а начальная температура была равна t1. Расширение резервуара не учитывать. Данные приведены в табл. 2.
Таблица 1.12
№
варианта Емкость резервуара, V,
м3 Масса нефтепродукта,
М, тн Плотность
20,
кг/м3 h,
м t1,
0С
1 1000 8000 850 0,4 22

В вертикальном цилиндрическом резервуаре типа РВС номинальной емкости V хранится М нефтепродукта плотностью 20 . Определить изменение температуры нефтепродукта в резервуаре, если уровень нефтепродукта в нем изменился на величину h, а начальная температура была равна t1. Расширение резервуара не учитывать.

Определить расход нефтепродукта в трубопро¬воде диаметром Dн х  и длиной L , если кинематическая вязкость нефтепродукта , плотность , а перепад дав¬ления в трубопроводе равен Р.

удельный внутренний обьем 3,8 л/м
удельный объем металла 19,3 л/м
длина свечи 28 м
сколько литров раствора надо долить в скважину

Прочитайте текст и ответьте на вопрос.



FROM THE HISTORY OF PETROLEUM



Petroleum and natural gas have been known to man long before our era. Petroleum production on an industrial scale, however, was started only a little more than one hundred years ago, while the production and use of natural gas - only in the present century.

Formerly, petroleum was extracted by most primitive methods, i.e. by digging wells to the petroliferous strata where the petroleum was still in the liquid state. Cases are known when surface seepages of petroleum were so considerable that it accumulated in the depressions of the relief forming petroleum lakes. But in these cases the petroleum with time lost its volatile components and turned into asphalt. As can be seen from ancient historical documents the use of petroleum as fuel dates back to extremely early times. Not only liquid petroleum but asphalt was also used as fuel.

The use of petroleum in early times refers to the Apsheron peninsula and other regions of the Caspian shores which abounded in petroleum and where there was the deficiency of other kinds of fuel (coal, peat, wood), this forced the inhabitants to use petroleum as fuel for heating their dwellings, cooking purposes, etc.



What was petroleum used in early times for?


Выберите один ответ:
a. Petroleum was also used for refining mineral products.
b. Petroleum was also used for repairing equipment
c. Petroleum was also used for heating their dwellings, cooking purposes and as fuel.

Прочитайте текст и определите какое из утверждений соответствует содержанию текста.

Petroleum is a valuable raw material. It is a mixture of hydrocarbons. Analyses of petroleum proved that it consists of carbon and hydrogen.

Petroleum contains gaseous, liquid and solid hydrocarbons of different composition and properties. Thesе gaseous, solid and liquid hydrocarbons fall into three main classes: the paraffines, naphthenes and aromatic hydrocarbons.

The colour of petroleum varies considerably. Some oils may be almost colourless, others – light yellow, red, green, brown or black.

The odour of crude oil is also determined by its composition. The paraffines and naphthenes give agreeable odours whereas unsaturated hydrocarbons containing nitrogen compounds and sulphur cause the disagreeable odours.

The boiling point depends on the presence of hydrocarbons of low and high boiling points. The more volatile hydrocarbons are in the crude oil, the lower the boiling point.




Выберите один ответ:
a. The odour of petroleum is determined by oil quality
b. Turbo-drill is applied in rotary drilling whereby the drilling bit is rotated by a multi-stage turbine positioned just above the bit at the bottom of the string.
c. During the further drilling operations the mud fluid ascends along the clearance between the drill pipes and the casing
d. the odour of petroleum is determined by its composition.

Построить индикаторную линию скважины, эксплуатируемой ус-
тановкой ЭЦН5-130-600 при заданных условиях.

Lc ‒ глубина скважины, м. - 1800
рпл ‒ пластовое давление, МПа. – 16,4
Dэк ‒ диаметр эксплуатационной колонны, м.
Нн ‒ глубина спуска установки, м. - 1650
ρнп ‒ плотность пластовой нефти, кг/м3. - 848
ρв ‒ плотность воды, кг/м3.- 1100
bн ‒ объемный коэффициент нефти (bн = 1,1).
vн ‒ вязкость нефти, м3/с.
В ‒ обводненность продукции (B = 0,6).
Q ‒ дебит, м3/сут.
Н0 = 800 м ‒ напор насоса на режиме нулевой подачи.
Результаты исследования скважины на трех режимах представлены
ниже.

Определить минимально допустимые давления на приеме установки винтового насоса в зависимости от обводненности продукции залежи
Усинского месторождения.

Исходные данные:
• газовый фактор G0 = 26 м3/м3;
• забойное давление Рнас = 8,5 МПа;
• содержание азота в нефтяном газе Yа = 3,8 %.

Рассчитать повышение температуры продукции скважины
на выходе из установки погружного центробежного электронасоса
за счет нагрева ее от работающего погружного агрегата.
Оценить влияние повышения температуры на вязкость газона-
сыщенной нефти на выходе из установки.

Lс – глубина скважины, м. - 2300
Нн – глубина спуска ЭЦН, м. - 1500
Dт – внутренний диаметр скважины, м. - 0,1300
dвн – внутренний диаметр НКТ, м. - 0,0300
tпл – пластовая температура, °С. - 80
tу – температура на устье скважины, °С. - 15,7
Qм – дебит скважины (массовый), т/сут. - 50
n0 – обводненность, %. - 0
μ20 – вязкость дегазированной нефти при 20 °С , мПа ∙ с. - 50
μ50 – вязкость дегазированной нефти при 50 °С , мПа ∙ с. - 5
Г0 – газовый фактор, м3/м3. - 35

Рассчитать и построить зависимости коэффициента сепарации σ
от дебита скважины для башмака фонтанного лифта, приема ШСН
и ЭЦН для технологических условий, представленных в табл. 2.1. Дебиты
скважины в поверхностных условиях Qжд принять равными 10, 50, 100,
150 и 200 м3/сут. Скважина вертикальная.
Расчеты провести для безводной продукции, а также обводненной
на 0,2 и 0,65 (обводненность объемная).
Исходные данные:
• внутренний диаметр скважины Dэк = 0,130 м;
• диаметр фонтанного лифта dф = 0,060 м;
• условный диаметр НКТ для ШСН dш = 0,048 м;
• условный диаметр НКТ для УЭЦН dц = 0,05 м;
• объемный коэффициент нефти в условиях приема bн = 1,1;
• объемный коэффициент воды в условиях приема bв = 1,0;
• плотность нефти в условиях приема ρн = 760 кг/м3;
• плотность газа в условиях приема ρг = 8,8 кг/м3;
• динамическая вязкость нефти на приеме насоса μн = 1,0 мПа ∙ с;
• коэффициент поверхностного натяжения нефти на границе с га-
зом σнг = 0,02 Н/м;
• наружный диаметр насоса ЭЦН = 0,090 м;
• газовый фактор в условиях приема, привед. к станд. условиям
Г0 = 35 м3/м3;
• давление у приема скважинного оборудования Рпр = 5 МПа;
• температура потока у приема скважинного оборудования
Тпр = 343 К;
• коэффициент сверхсжимаемости газа в условиях приема z = 0,91.

Рассчитать среднюю скорость движения нефти U у стенки
гидравлически совершенной скважины R = rc и скорость фильтрации V на
расстоянии r = 40 м, если известно, что толщина продуктивного пласта h =
10 м; проницаемость пласта K =1,5 Д; давление на контуре питания Pk =
10,595·106 Па; давление на скважине Pc = 9,025·106 Па; радиус контура
питания Rk = 1000 м; радиус скважины rc = 0,1 м; коэффициент пористости
m = 18% ; вязкость флюида µ = 4,0·10-3 Н с /м2
.

Как зависит продуктивность скважины от величины забойного давления, при Рзаб выше Р насыщ ?

Выберите один ответ:
a. При уменьшении забойного давления продуктивность уменьшается
b. При уменьшении забойного давления продуктивность увеличивается
c. Не зависит
d. Все ответы верны

В процессе каких работ происходит повреждение ПЗП пласта?

Выберите один ответ:
a. В процессе добычи или нагнетания
b. Все правильные ответы
c. В процессе глушения скважин
d. При бурении, цементировании и заканчивании скважины

Для газоконденсатных месторождений (объектов разработки) с содержанием в пластовом газе углеводородов С5+ более какого значения необходимо рассматривать возможность применения сайклинг-процесса?


Выберите один или несколько ответов:
a. более 50 г/м.куб
b. более 250 г/м.куб
c. более 350 г/м.куб
d. более 150 г/м.куб

7. Сырая нефть \( \left(\rho=(820+v) \kappa r / \mathrm{m}^{3}, v=10 \mathrm{cCr}\right) \) течет в практически горизонтальном участке нефтепровода \( \mathrm{D}=820 \times 10 \mathrm{mM} \) ), \( \mathrm{L}=(100+\mathrm{v}) \) км) под действием разности давлений между началом и концом участка, равной 15 атм. Найти расход перекачки.
(4 балла)

Результаты расчета годового экономического эффекта от МИДН необходимо отразить в виде таблицы 31 и сделать выводы

 
Таблица 31 – Результаты расчета годового экономического эффекта от применения МИДН
Показатель Значение
Стоимость 1 обработки, тыс. руб.
Количество обработок, шт.
Дополнительная добыча нефти, тыс. т
Затраты на дополнительную добычу нефти, тыс. руб.
Суммарные затраты на закачку, тыс. руб.
Выручка от реализации дополнительно добытой нефти, тыс. руб.
Годовой экономический эффект, тыс. руб.
Себестоимость добычи 1 т нефти до мероприятия руб./т
Себестоимость добычи 1 т нефти после мероприятия, руб./т
Прирост прибыли, остающейся в распоряжении предприятия, тыс. руб.



Задача 1
рассчитайте годовой экономический эффект от внедрения МИДН Варианты исходных данных представлены ниже.
Вариант 1
20 обработок скважин сухим активным илом (САИ) в 2016 году в НГДП Башкирии позволит получить 38,48 тыс. т. дополнительной нефти. Прогнозная добыча нефти равна 1825 тыс. т. На одну обработку скважин САИ необходимо 4,31 т сухого ила, при стоимости одной тонны 5223,13 руб./т и пресной воды в объеме 51,27 м3 при стоимости 2,11 руб./м3.
При одной обработке заняты бурильщик 6 разряда, помощник бурильщика 4 разряда и подготовитель раствора, часовые тарифные ставки которых соответственно равны 21,91 руб./ч., 19,84 руб./ч и 15,58 руб./ч. Бурильщик и помбур награждаются премиальными в размере 70%, подготовитель – 55%. Продолжительность каждой технологии закачки составляет 11 ч. Прогнозная себестоимость добычи одной тонны нефти равна 715 руб./т, в т.ч. условно-переменные затраты на 1 т. составляют 234,58 руб./т. При обработке в течение 11 часов задействовано: агрегат ЦА-320 по ставке 176,89 руб./ч., агрегат АЦ-8 по ставке 121,18 руб./ч, агрегат СМ-4 по ставке 110,39 руб./ч, подъемник УПТ-50 по ставке 148,29 руб./ч.
Расходы на транспортировку сухого ила автомобилем МАЗ-500 с прицепом из Уфы составляют 2816,24 руб. Расходы на перевозку вахты автобусом КАВЗ-686 – 486,32 руб. Цеховые расходы равны 123,33% от заработной платы занятого в мероприятии персонала. Геофизические расходы составляют 41,35% от заработной платы. Средняя ожидаемая цена 1 тонны нефти равна 726,51 руб./т.

На рисунке приведены примеры кривых капиллярного давления для нескольких образцов керна с разными значениями проницаемости. Как показано на нижней кривой, соответствующей наиболее рыхлой разности керна по скважине № 2Н, данные центрифуги при Р=12 бар, возможно, отражают процесс разрушения образца. Тем не менее, это не препятству-ет оценке Кво путем экстраполяции графика до 20 бар.
Применение билогарифмического варианта графиков ККД и способа экстраполяции графиков до уровня 20 бар даёт возможность решить проблему разрушения образцов туронского керна и получить достовер-ные определения Кво при более низких оборотах центрифуги (Р<10 бар).