
- •1.Системы заводнения и их условия применения.
- •2. Обоснование необх-ти ппд и выбор рабочего агента. Системы зав-я и усл-я их прим-я.
- •3. Определение расстояния м/у нагн скв и контуром нефтеносности
- •4. Определение объемов закачиваемой воды при законт.Заводнение.
- •5. Определение объемов утечек при законтурном законтурном заводнении.
- •6. Определение кол-ва нагнетательных скважин при законтурном заводнении.
- •7,8,9. Принципы расчета показй раз-ки при площ-х сист-х зав-и.
- •10. Класс-я трещ-х пород.
- •11.Особенности разработки пластов с трещиннова-тыми породами.
- •13,14,15. Особен-ти раз-ки трещ-х пород при зав-и с учетом капил-й пропитки. Ф-ла Скворцова – Авакяна.
- •14. Единичный блок:
- •15. Система блоков:
- •18. Разработка нефтяных месторождений на газовых режимах. Виды газовых режимов и условия их проявления.
- •19. Смешанный режим. Определение показателей разработки при смешенном режиме.
- •20. Определение показателей разработки при работе пласта на режиме растворенного газа.
- •21.Основные допущения, принимаемые при расчётах на режиме растворенного газа.
- •22 Особености разработки нефтяных месторождений на режиме газовой шапки.
- •23. Расчет показ-й раз-ки на режиме газовой шапки (ргш).
- •25. Определение безгазового дебита скважин нефте-газовых месторождений.
- •26. Особ-ти раз-ки нефтегазоконд-х мест-й. Изотермы конден-и.
- •27. Применяемые системы заводнения при разработке нефтеконденсатных месторождений.
- •28. Сайклинг-процесс и его применение.
- •29. Мест-я с аномально высоким Рпл. Особ-ти их раз-ки.
- •32. Разработка месторождений с аномальными нефтями. Механизм проявления аномальных свойств нефти в пластовых условиях.
- •33. Принципы определения положения застойных зон при разработке месторождений с аномальной нефтью.
- •34. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. Основные ресурсы газа России на перспективу.
- •35. Этапы развития теории и практики разработки газовых месторождений.
- •36. Проектные документы, составляемые для разработки газовых месторождений. Содержание проекта разработки.
- •37. Содержание разделов проекта разработки газового месторождения.
- •38. Основные технологические показатели разработки и обустройства газовых месторождений.
- •39. Режимы работы газовых пластов и их особенности.
- •40. Методы определения режима работы газовых пластов.
- •41. Понятия об удельных объемах дренирования газовой скважины.
- •42. Основные периоды разработки газовых месторождений и их особенности.
- •43.44. Система размещения скважин на газовой залещи.
- •44. Преимущества и недостатки различных схем размещения скважин на газовой залежи.
- •45.Технологические режимы эксплуатации скважин при разработке газовых месторождений.
- •46. Особенности разработки многопластовых газовых месторождений.
- •47. Особенности разработки газоконденсатных место-рождений.
- •48. Равенство давлений на контуре питания скважины среднему пластовому давлению.
- •49, 50. Порядок определения показателей разработки газовых месторождений для нарастающего, постоянного периода.
- •49.Порядок определения показателей разработки газовых месторождений для нарастающего периода.
- •51. Порядок определения показателей разработки газовых месторожд для периода падающей добычи.(в условиях газового режима)
- •52.53.54 Определение потребного количества скважин для газовых месторождений.
- •53. Для учета обводнения скв можно учитывать 3 модели:
- •53. Определение потребного кол-ва скважин скважин для газовых месторождений с учетом обводнения скв.:
- •55. Понятие о средней газовой скважине.
- •56. Понятие о кривых вытеснения. Классификация кривых вытеснения.
- •57. Порядок прогнозирования показателей разработки с помощью кривых вытеснения.
- •58. Оценка эффективности геолого-технических мероприятий с помощью кривых вытеснения.
- •59. Сущность метода материального баланса. Задачи, решаемые методом материального баланса, уравнение материального баланса.
- •60. Обобщенное уравнение материального баланса.
- •Вопросник
- •30, 31 Определение основных показателей разработки месторождений с аномально высоким пластовым давлением ( пористые и трещиноватые пласты).
48. Равенство давлений на контуре питания скважины среднему пластовому давлению.
Приравниваем Рк(t)≈Ṕ(t) для того, чтобы при использовании метода ПССС, т.е. расчеты показателей разработки имеют 4 уравнения:
Мат. баланса
Технологического режима
Притока
Потраченных скважин (количество)
Неизвестных уравнений
Поэтому приравняв Рк(t)≈Ṕ(t) мы исключаем одно неизвестное и можем найти все параметры. Рк приблизительно равно давлению на границе удаленного объема дренирования и поэтому приблизительно равно Ṕ(t)
49, 50. Порядок определения показателей разработки газовых месторождений для нарастающего, постоянного периода.
Необходимо исходить из предполож., что вел. годовых отборов известна или задан как изменения этих отборов.
Задача сводится к опред. вел. Рпл, Рзаб, притока г. к скв. и связи потреб. кол-ва скв. отбора г. и дебита ср. газовой скв. Расчеты будем вести при атм. усл.
Определение этих показателей осущ. послед-ой сменой стац-ых состояний и решение сводится к реш. сис-мы Ур-ий из мат. баланса для газовой залежи тех. режима экспл. скв.
I.
Определение
Рн
– нач. Рпл;
zн
– нач. коэф. сверх. сжим.; Qдоб(t)
– накопленная доб. г. к мом. вр. (t);
α
– ср. коэф. газонасыщ пласта (нач.); Ωн
– объем порового простр. в нач. разраб;
Тпл
– пластов Т; Тср
– станд. Т;
- коэф. сверхсжим. при
.
Здесь все известно за исключ. и . z(P) – зависит от Р и сост. г.
Будем считать, что этот гр. для рассматриваемового мест. имеется.
Необходимо
определить Рпл
на мом. мремени. Возвращ. назад на мом
вр. t-Δt
; для которого Рt
известно. Находим знач.
для этого известного Р и подставляя в
ур-е Qдоб(t)
находим знач.
при старом знач.
и по нов. знач.
находим
используя графики.
После этого подставляя в ур-е и снова вычисляем , доитех пор пока разность м/у 2-мя последними знач-ми Р не будет удовлетворять усл. ε≤0,01Мпа
II Перепишем ур-е мат. баланса в сл. виде:
В этом случае вместо граф. имеется z=f(Р)
Пользуясь
этим гр. и зная вел. P/z(P)
определяется величина Рпл
=>
Определение Рзаб:
Предположим,
что скв. эксплуатируются при реж. доп.
депрессии на пласт. Примем, что эти
депрессии во всех скв. одинак:
При
известной зависимости
,
как функц. времени, можем определить
для любого мом. вр. Р. Зная вел. депрессии
δ опред. Рзаб:
Определение дебитов скв.:
Запишем ур-е притока в сл. виде: P2к-Р2с=А(μ*∙z)ср∙q+Вzср∙q2; А – коэф. вязкостных сопр.; В – коэф. инерционных сопр.;
(1)
(μ*∙z)=0,5[(μ*∙z)к+(μ*∙z)c]; zср=[zк+zс]∙0,5, где μ*=μ(P)/μат.
Это ур-е дает погрешность не более 5%
Для вычисл. (μ*∙z) можно восп. ур-ем: μ*∙z=σ+φ(P2пл-Рпл ср) (2)
При
известных
и Ро(t)
ур-е дебита имеет сл. вид:
(3)
Для реш. этого ур-я по известным вел Р и по ф-ле (2) вычисляют знач. (μ*z)ср и zср и подставив найленные знач. в (3), определяем дебит ср. скв.
Таким же образом вычисляются дебиты ср. скв. на др. мом. вр.
Имея зависимость от вр., дебитов и заданные знач. отборов можно вычислить кол-во скв. на соответств. мом. вр. n(t)=Q(t)/q(t), где Q(t) – годовые отборы; q(t) – год дебиты скв.
Если дебиты рассчитываются с приближенным учетом реальных св. г., то для их опред. используются ур-я:
;
;