
- •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).
49.Порядок определения показателей разработки газовых месторождений для нарастающего периода.
Период нарастающей добычи газа характеризуется разбуриванием и обустройством месторождения. В период постоянной добычи, продолжающийся до экономической нецелесообразности добуривания скважин и наращивания мощностей дожимных компрессорных станций, добываются основные запасы газа месторождения (порядка 60 % запасов и более).
Рассмотрим режим поддержания max допустимой депрессии на пласт
1)Определяем зависимость: Q=Q(t), 2) По уравнению мат.баланса определим P 3)По уравнению технологического режима определим Рс:
Рс(t)= Рк(t)-δ
4)Из уравнения притока определим дебит скважины (выражаем q):
P2- Рс2=Aq(t)+Bq2(t)
5)По
известным q
и Q
определим
Рассмотрим режим допустимых gradP на стенки скважин. Имеем 4 уравнения:
1)Выражаем Ṕ из уравнения притока и выражаем Рс из уравнения технологического режима:
2)Подставим
Рс
в
3)Подставим Ṕ в уравнение мат. баланса:
4)Из уравнения Qдоб выражаем q(t) и находим
5)Зная q(t) определяем Рс и Ṕ
6)Определяем
потребное количество сважин:
51. Порядок определения показателей разработки газовых месторожд для периода падающей добычи.(в условиях газового режима)
Этот режим применяется при тех же усл-ях, что и режим постоянного градиента. В этом случае Δр = рпл - р3 = const.
Рез-ты, получаемые при экспл-ции скв-н на режиме постоянной депрессии, режиме постоянного градиента давл-я, примерно одинаковые. Поэтому усл-я выбора этих режимов также одинаковы.
Если известна завис-ть Qt от t, м-дика расчета состоит в следующем.
По известному Qr от t строим график Qд от t, задаемся различными значениями t и по графику Qд от t определяем Qд для данного t. Дебит, соответствующий данному значению времени t, определяем поформуле
(1)
Рассчитываем изменение pпл во времени
(2)
Изменение рз определяем по формуле р3 = рпл - р.
При постоянном отборе газа (Qr = const) Qд = Qгt дебит газа определяем по формуле (1), где вместо Qд следует подставить Qrt.
М-дика расчета в этом случае та же, что и для усл-я Qr=Qг(t).
При периоде падающей добычи газа (п = const) дебит всех скв-н считаем одинаковым. Задаемся рядом значений Q и находим время, соответсвующее данному Q:
(3)
Далее по формуле (2) определяем pпл.
52.53.54 Определение потребного количества скважин для газовых месторождений.
. Определение потребного количества скважин для газовых месторождений. 54воп. также экономических факторов.
,
где kр
– коэф. резерва(>1), учитывает возможн.
неравномерность в потреблении газа,
возможность частичного или полного
вывода скв. из экспл. из-за обводнения
и коррозии. Степень достоверности исх.
материала; возможные остановки скв.
для проведения различн. рода исслед-я.
Для
учета неравномерности потребления
можно учитывать сл. формулу:
,
т.е. считая, что все скв. в среднем
работают 330 дн. в году.
Q- отбор газа из месторождения в суточном исчислении, q-среднесуточный дебит одной скважины в момент времени t.
Коэффициент резерва скважин должен учитывать:
1)возможную неравномерность потребления газа
2)возможность частичного или полного выбытия из эксплуатации ряда скважин в связи с их обводнением, эрозией или коррозией оборудования
3)степень достоверности исходной геолого-промысловой информации о месторождении, водонапорном бассейне и т.д.
4)степень возможности местородения в соответствующей системе газоснабжения и другие
Учет обводнения скв.: