
- •1. Основные этапы развития теории и методов проектирования разработки месторождений природных газов.
- •3. Классификация месторождений природных газов.
- •7.Соотношение контурного и средневзвешенного пластового давления в газовой залежи круговой формы по б.Б. Лапуку (вывод).
- •8. Вывод уравнения материального баланса для газовой залежи при газовом режиме.
- •9. Вывод уравнения материального баланса газовой залежи для водонапорного режима.
- •10. Учет в уравнении материального баланса газовой залежи деформации коллекторов.
- •11. Учет в уравнении материального баланса газовой залежи растворимости газа в связанной ("рассеянной") нефти.
- •15.Понятие и определение параметров средней скважины.
- •19. Особенности расчета показателей разработки в период падающей добычи в условиях газового режима
- •20. Теория укрупненной скв-ны Ван Эвердингена и Херста для расчёта внедрения воды в газовую залеж (случай постоянного дебита и постоянной депрессии).
- •22. Приближенная методика расчета внедрения воды по схеме "укрупненной" скважины.
- •26. Решение системы конечно-разностных уравнений методом прогонки (для случая неустановившейся плоскопараллельной фильтрации жидкости в пласте с единичными коэффициентами).
- •31. Системы разработки многопластовых (многозалежных) месторождений и условия их применения. Понятие "эксплуатационный объект".
- •Особенности многопластовых мест-й.
- •32. Определение запасов газа газовой залежи по падению пластового давления. Графический и аналитический способ обработки данных разработки.
- •33.Фазовая диаграмма гк смесей и особенности разработки гкм на истощение. Проектные коэф-ы кондесатоотдачи от нач-го содерж-я стаб-го конд-та.
- •40. Задачи анализа разработки газовых и газоконденсатных месторождений. Связь анализа с корректировкой проекта.
- •42. Методы повышения газо- и конденсатоотдачи газовых и газоконденсатных месторождений. Условия их применения.
- •43. Особенности разработки нефтегазоконденсатных залежей и формирования газоконденсатонефтеотдачи.
В
некоторых методах определения показателей
разработки месторождений ПГ используется
понятие средней скважины. Принимается,что
ср-я скважина имеет ср-ю глубину, ср-ю
длину, ср-ю конст-ю, ср-е допустим. Дебит
и депрессию, ср-е коэф-ты фильтр.
Сопротивл.Преследуются две цели
1)По
возможности наилучшем образом учесть
разнодебитность скв.на м/р. 2) Расчетом
показателей раз-ки м/р на основе ср-й
скв-ы обеспечить наиболее достовер-й
прогноз, н-р, по потребному числу скв.
Параметры ср-й скв-ы опр-ся на основе
методов статистики и теории вероятности.
Однако из-за недостаточного объема
информации они не применяются. Рассм.
Др. метод определения.
Просуммируем все
ур-я по всем скважинам.
16.
Основные технол-е режимы эксплуатации
газ-х скважин и соответствующие им
уравнения, используемые при расчетах
показателей разработки. Технол-кий
режим эксплуатации скв – это поддержание
на забое или устье скв-н заданных условий
изменения дебита и (или) давления в
результате их регулирования. Нек-ые
технол-е режимы можно выразить матем-ми
формулами. Другие технол-е режимы
основаны на опр-енных принципах, к-е
обуслав-ют ограничение дебита или Рз.
1. Режим
допустимой депрессии на пласт.
(t)=доп(t)=Рпл(t)-Pc(t),
где (t)=const
- допустимая депрессия на пласт. Режим
доп-й депрессии на пласт применяется
в залежах приур-х к рыхлым коллекторам
или при опасности обводнения подошвенной
водой. При опасности обр-я конуса расчет
депрессии делается по формуле:
доп(t)=Рпл(t)-Pc(t)0,4(h-b)(1-
где
h
– г-насыщенная толщина, b
- вскрытая г-насыщенная толщина,
- относительная плотность газа по воде
в пластовых условиях
=г(Рпл,Тпл)/в(Рпл,Тпл)
в
- плотность воды в пластовых условиях,
=(a0q+b0q2)/Pc=const
где а0=А/(2Rcln(Rk/Rc)),
b0=B/(2Rc),
где А, В - коэф-нты фильтрационных
сопрот-й в ур-нии притока, Rk
- радиус зоны дренирования. По результатам
иссл-я скв-ны опр-ся max
дебит и min
Pз,
при к-ых коллектор не разрушается.
Вычис-ся параметры a0
и b0.
Fc-суммарная площадь
перфорац. Отверстий,
Найденные
q,
Pc,
a0,
b0
поставляются и опр-ся допустимый gradP
на стенке скв-ны .
Затруднения при применении режима
допуст-го депрессии на пласт связаны
с приближенностью необходимых коэф-нтов
b0
и a0,
так как эти коэф-нты связаны с опр-нием
фактических степени и характера
совершенства скв-ны. Получил распространение
режим допустимой депрессии на пласт,
хотя градиенту P,
а не депрессии на пласт пропорциональна
разрушающая скелет породы сила.
3.
Режим полного
и непрерывного выноса
ж-ти с забоя скв-ны. Г и г/к скв-ны при
наличии ж-ти на забое рекомендуется
экспл-ть при таких дебитах, к-ые не
меньше минимально необходимых для
удаления ж-ти с забоев. Необх-й минимальный
дебит опр-ся по формуле:
qqmin=205,55dНКТ(Рс)0,5/(zcTc)
где
[P]=МПа,
[T]=K,
[q]=тыс.м3/сут,
[dНКТ]=см,
205,55 - коэф-нт, различный для каждого
ГКМ.
4.
Безгидратный
режим. На ГМ
Севера при нек-х режимах работы возможно
гидратообр-е. При малых дебитах
возможность гидратообр-я связана со
значительным влиянием теплообмена с
окружающими гп. При больших дебитах Т
г понижается до равновесной и ниже
из-за эффекта Джоуля-Томсона (вследствие
больших Р),
поэтому желательно, чтобы Т потока г
была >Т гидратообр-я. Т>Травнов.гидр.обр=f(P).
Каждому Р соответствует своя Т
гидратообр-я. Условие гидратообр-я
зав-т от состава г и его влажности.
Tc=Tпл-Дi
где Tc,
Tпл
- соответственно забойная и пластовая
Т г, Дi
- дроссель-эффект, =Pпл-Pc
- депрессия на пласт. Выбирается режим
безгидратной депрессии. С этим режимом
также связан режим допустимого
безгидратного дебита. При режиме
безгидратной депрессии обеспечивается
безгидратный режим в ПЗП и на забое.
При нарушении режимов соответс-е участки
ингибируются метанолом. При пуске
скв-ны темп-ра на забое
15.Понятие и определение параметров средней скважины.
-ур-е
притока,где i=1,N
)в/(101)
,
=Рс/Рпл,
=(b/h;h/rc).
Тогда q(t)qпр=-А/(2B)+(A2/(4B2)+(2Pпл(t)-доп)доп/B)0,5.
Для рыхлых коллекторов допустимая
депрессия на пласт устанавливается по
результатам испытаний на стационарных
режимах. При этом устанав-ся допуст-й
дебит, и депрессия при к-х еще не
наблюдается разрушение ПЗП и вынос
частиц гп. 2.
Режим допустимого градиента давления
на стенки скв-ны. Характерен
для условий разр-ки залежи, приуроченной
к относ-но неплотным породам, способным
разрушаться при достаточно больших
отборах г из скв-ны. GradP
на забое г-й скв-ны опр-т:
-коэф.,
учитывающий геометрию порового
пространства
,
где G=0,54
qст,
кг/час - массовый расход г ([qст]=тыс.м3/сут),
Ср
- теплоемкость газа, Сп
- теплоемкость гп,
- время работы скв-ны от момента пуска.
5.
Режим
постоянного дебита.
В крепких сцемептированных породах
при отсутствии подошвенной воды.
Приме-ся на очень огран-й период. В
усл-ях сниж-ся Рпл,
следов-но росту депрессии и быстрому
падению Р: q=-А/2B+(A2/4B2+[2Pпл(t)-(t)](t)/B)0,5
6.
Режим пост-го
забойного Р.
Прим-ся в тех случаях когда нежел-но
дальнейшее снижение Р ниже нек-го зад-го
значения. Ему присуще падение Р,
депрессии.