Перечень экзаменационных вопросов по пройденному курсу

1. Какие крупные месторождения нефти имеются в Казахстане?

2. Давление насыщения нефти

3. Газовый фактор

4. Формула Штофа

5. Газонасыщенность пластовой нефти

6. Разгазирование нефти при .

7. Основная цель разгазирования нефти

8. Относительная плотность нефти

9. Относительная плотность газа

10. Разгазирование при .

11. Разгазирование нефти по методу исследований МИНГ

12. Формула Аширова и Данилова

13. Чему равен показатель степени при однократном разгазировании ?

14. Формула расчета распределения температуры, основанная на уравнении теплопроводности

15. Формула расчета распределения температуры от забоя скважины, основанная на критерий Стантона

16. Формула расчета распределения температуры от устья скважины, основанная на критерий Стантона

17. Формула расчета распределения температуры от забоя скважины, основанная на использовании теплоемкости продукции скважины

18. Формула расчета распределения температуры от устья скважины, основанная на использовании теплоемкости продукции скважины

19. Удельная теплоемкость продукции скважины

20. Уравнение неразрывности потока

21. Закон Дарси

22. Дифференциальная форма закона Дарси

23. Уравнения состояния флюидов

24. Уравнения состояния пористой среды

25. Виды граничных условий на внешней границе

26. Виды граничных условий на внутренней границе

27. Дифференциальное уравнение установившейся фильтрации несжимаемой жидкости.

28. Формула распределения давления дляодномерного прямолинейно-параллельного фильтрационного потока жидкости

29. Формула расчета скорости фильтрации дляодномерного прямолинейно-параллельного фильтрационного потока жидкости

30. Формула дебита галереи

31. Формула распределения давления дляодномерного плоскорадиального фильтрационного потока жидкости

32. Формула расчета скорости фильтрации дляодномерного плоскорадиального фильтрационного потока жидкости

33. Формула Дюпюи

34. Слоистая неоднородность

35. Зональная неоднородность

36. Совершенная и несовершенная скважины

37. Виды несовершенства скважин

38. Интерференция скважин

39. Упругий запас жидкости в пласте

40. Коэффициент упругоемкости

41. Дифференциальное уравнение истощения залежи

42. Дифференциальное уравнение неустановившейся фильтрации упругой жидкости

43. Коэффициент пьезопроводности

44. Распределение давления в прямолинейно-параллельном неустановившемся потоке упругой жидкости

45. Интеграл вероятности

46. Дебит галереи при неустановившемся потоке упругой жидкости

47. Метод последовательной смены стационарных состояний (ПССС) для решения задачи в случае плоскопараллельного потока.

48. Метод Пирвердяна

49. Дифференциальное уравнение фильтрации жидкости в случае плоскорадиального потока

50. Распределение давления в плоскорадиальном неустановившемся потоке упругой жидкости

51. Интегральная показательная функция

52. Основная формула теории упругого режима

53. Метод ПССС для приближенного решения задачи фильтрации в плоскорадиальном неустановившемся потоке упругой жидкости

54. Метод интегральных соотношений

55. Сущность метода интегральных соотношений

56. Метод интегральных соотношений для решения задачи о плоскорадиальной фильтрации упругой жидкости.

57. Метод усреднения Соколова – Гусейнова

58. Сущность метода усреднения Соколова – Гусейнова

59. Моделирование неустановившейся фильтрации газа в пористой среде

60. Распределение давления при неустановившейся фильтрации газа в пористой среде

61. Метод ПССС для решения задачи о притоке газа к скважине

62. Моделирование фильтрации двухфазной жидкости

63. Прямолинейно-параллельное вытеснение нефти водой

64. Распределение давления в водоносной области при прямолинейно-параллельном вытеснение нефти водой

65. Распределение скорости фильтрации в водоносной области при прямолинейно-параллельном вытеснении нефти водой

66. Распределение давления в нефтеносной области при прямолинейно-параллельном вытеснении нефти водой

67. Распределение скорости фильтрации в нефтеносной области при прямолинейно-параллельном вытеснении нефти водой

68. Плоскорадиальное вытеснение нефти водой

69. Распределение давления в водоносной области при плоскорадиальном вытеснении нефти водой

70. Распределение скорости фильтрации в водоносной области при плоскорадиальном вытеснении нефти водой

71. Распределение давления в нефтеносной области при плоскорадиальном вытеснении нефти водой

72. Дебит жидкости при прямолинейно-параллельном вытеснении нефти водой

73. Дебит жидкости при плоскорадиальном вытеснении нефти водой

ГЛОССАРИЙ ПО КУРСУ

Давление насыщения– давление, при котором из нефти выделяются первые пузырьки газа.

Газонасыщенность пластовой нефти - отношение объема газа (приведенного к нормальным условиям), растворенного в нефти, к массе дегазированной нефти.

Относительная плотность дегазированной нефти -отношение плотности нефти при и 0,1 МПа к плотности воды при и 0,1 МПа.

Относительная плотность газа -отношение плотности нефти при и 0,1 МПа к плотности воздуха при и 0,1 МПа, равной 1,293 .

Уравнение неразрывности потока - уравнение баланса массы в элементарном объеме пористой среды.

Уравнение состояния - зависимость плотности однородного флюида от давления при изотермическом процессе

Призабойная зона скважины (ПЗС) –область продуктивного пласта, непосредственно примыкающая к скважине.

Пластовое давле­ние — это давление, замеренное в закрытой скважине при от­сутствии отбора из нее жидкости и газа.

Плотностьнефти определяется ее массой в единице объема. Единица плотности в СИ –кг/м³. Плотность нефти зависит от состава компонентов, входящих в нее, давления, температуры, количества газа, растворенного в нефти. Плотность нефти зависит от глубины залегания, уменьшаясь с увеличением глубины залегания.

Пласты - слои осадочных горных пород, отличающиеся друг от друга составом, структурой, твердостью и окраской слагающих их пород. Поверхность, ограничивающая пласт снизу, называется подошвой; поверхность, ограничивающая его сверху - кровлей.

Объемный коэффициент нефти –отношение объема нефти в пластовых условиях к объему этой же нефти после дегазации, т.е. при «нормальных» условиях. Объемный коэффициент пластовой нефти показывает, какой объем в пластовых условиях занимает 1м³ дегазированной нефти.

Месторождение -совокупность залежей одного типа, в которых находится промышленное количество углеводородов. Месторождения классифицируют как нефтяные, газовые, газоконденсатные, нефтегазовые, газонефтяные и нефтегазоконденсатные.

Забой скважины -нижняя часть, дно скважины.

Забой­ное давление -давление на забое скважины при её эксплуатации

Продуктивный пласт или выделенную из него часть можно рассматривать как некоторую область пространства, ограниченную поверхностями – границами

В число дифференциальных уравнений фильтрации входят уравнение баланса массы в элементе пористой среды – уравнение неразрывности, дифференциальное уравнение движения – закон Дарси в дифференциальной форме, а также уравнения состояния флюида и пористой среды.

Распределение температуры по глубине добывающей скважины зависит от способа эксплуатации, дебита скважин, диаметра скважин или насосно-компрессорных труб, обводненности продукции и других параметров

Природные газы можно считать идеальными, если пластовые давления газовых месторождений невелики (до 6-9 МПа) и депрессия до 1 МПа.

Уравнением состояния идеального газа является уравнение Клайперона-Менделеева P/ρ=RT, где R – газовая постоянная.

Для газовых месторождений с высоким пластовым давлениями (до 40-60 МПа), эксплуатирующихся с большими депрессиями (15-30 МПа), используется уравнение состояния реального газа , где z – коэффициент сверхсжимаемости газа.

Вводя коэффициент объемной упругости пласта , закон сжимаемости породы записывают в виде m= m +β_с

Дебит скважины– производительность скважины в единицу времени (для нефтяных скважин – тонна/сут, бар/сут; для газовых – тыс.м³/сут).

Депрессия – разница между пластовым и забойным давлением.

При малых изменениях давления, зависимость проницаемости от давления можно принять линейной , а при больших – экспоненциальной k = k e .

Границы могут быть непроницаемыми для флюидов, например кровля и подошва пласта, сбросы и поверхности выклинивания. Граничной поверхностью является также поверхность, по которой пласт сообщается с областью питания (с дневной поверхностью, с естественным водоемом), это так называемый контур питания; стенка скважины является внутренней границей пласта.

Пористая среда называется неоднородной, если ее фильтрационные характеристики – пористость и проницаемость – различны в разных областях.

Слоистая неоднородность,когда пласт разделяется по толщине на несколько слоев, в каждом из которых проницаемость в среднем постоянна, но отличается от проницаемости соседних слоев. Такие пласты называют также неоднородными по толщине.

Зональная неоднородность, при которой пласт по площади состоит из нескольких зон (областей пласта) различной проницаемости. В пределах одной и той же зоны проницаемость в среднем одинакова, но на границе двух зон скачкообразно меняется. Здесь, таким образом, имеет место неоднородность по площади пласта.

Скважина называется гидродинамическисовершенной, если она вскрывает продуктивный пласт на всю толщину h и забой скважины открытый, т. е. вся вскрытая поверхность забоя является фильтрующей

Если скважина с открытым забоем вскрывает пласт не на всю толщину h, а только на некоторую глубину b, то ее называют гидродинамически несовершенной по степени вскрытия пласта. При этом называется относительным вскрытием пласта.

Если скважина вскрыла пласт до подошвы, но сообщение с пластом происходит только через специальные отверстия в обсадной колонне и цементном камне или через специальные фильтры, то такую скважину называют гидродинамически несовершенной по характеру вскрытия пласта.

Встречаются скважины и с двойным видом несовершенства – как по степени, так и по характеру вскрытия пласта

Явление интерференции (взаимодействия) скважин заключается в том, что под влиянием пуска, остановки или изменения режима работы одной группы скважин изменяются дебиты и забойные давления другой группы скважин, эксплуатирующих тот же пласт. Вновь вводимые скважины взаимодействуют с существующими. Это явление взаимодействия и взаимовлияния скважин называется интерференцией

Под упругим запасом жидкости в пласте понимается количество жидкости, которое можно извлечь из пласта при снижении давления в нем за счет объемной упругости пласта и насыщающей его жидкости.

Коэффициент пьезопроводности характеризует темп перераспределения пластового давления в условиях упругого режима.

- коэффициент упругоемкости пласта.

Дифференциальное уравнение истощения залежи при упругом режиме имеет вид .

Поршневое вытеснение – это когда вытеснение нефти водой предполагается происходящим полностью.

СОДЕРЖАНИЕ

Аманжол Гиззатович Танирбергенов

Гульназ Жаксылыковна Молдабаева

Айман Жаукеновна Копжасарова