- •2. Разработка газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления.
- •Расчет показателей разработки нефтегазового месторождения методом материального баланса
- •8. Определение расположения газового контакта
- •10. Определение режима работы газовой залежи.
- •11. Коэффициенты извлечения нефти, вытеснения нефти, охвата залежи процессом вытеснения.
- •12. Разработка газоконденсатонефтяных месторождений.
- •13. Поддержание пластового давления: необходимость ппд, выбор системы ппд, обоснование объемов закачки рабочего агента.
- •14. Периоды разработки газовых и газоконденсатных месторождений.
- •19. Время начала заводнения залежей и уровень поддержания пластового давления.
- •15. Разработка нефтяных месторождений системой нагнетательных скважин
- •20. Разработка газоконденсатных месторождений на истощение
- •17. Методы разработки вязких и высоковязких нефтей.
- •24. Особенности разработки многопластовых газовых месторождений
- •25. Особенности разработки нефтяных залежей на завершающей стадии
- •26. Распределение температуры в газовых пластах и скважине
- •27. Геолого-физические и технологические факторы, и их влияние на эффективность заводнения нефтяных залежей.
- •28. Режимы работы газовых залежей
- •30. Периоды разработки газовых и газоконденсатных месторождений.
- •33. Расчёт показателей разработки залежи при заводнении методом эквивалентных сопротивлений.
- •36. Разработка многопластовых нефтяных месторождений.
- •34. Распределение давления в газовых пластах и скважине
- •1)Определение пластовых давлений
- •3) Определение забойного давления в работающей скважине
- •46. Исторические аспекты и эффективность существующих систем заводнения.
- •5. Отключение обводненных скважин. Прекращение заводнения.
- •16.Компонентоотдача месторождений природных газов и методы ее увеличения.
- •49. Методы определения типа залежи газового месторождения.
- •1) По составу углеводородов и относительной плотности
- •3) По фазовому состоянию пластовой смеси [4,5]
- •50. Опыт и проблемы разработки местор. С применением различных видов заводнения.
- •52. Современные проблемы разработки нефтяных и газовых месторождений и возможные пути их решения.
- •40. Разработка нефтяных месторождений с нагнетанием теплоносителя в пласт (метод тепловых оторочек).
- •44. Подсчёт запасов газа. Виды запасов и методы их подсчёта.
13. Поддержание пластового давления: необходимость ппд, выбор системы ппд, обоснование объемов закачки рабочего агента.
Поддержание пластового давления это процесс естественного или искусственного поддержания давления в продуктивных пластах нефтяных залежей на начальной или запроектированной величине для увеличения уровня извлечения нефти и более высокой скорости ее добычи. В результате нагнетания воды в пласты-коллекторы при законтурном или приконтурном, и внутриконтурном заводнении во время разработки нефтяных залежей, происходит поддержание пластового давления за счет естественного активного водонапорного или упруго-водонапорного режима.
Способы поддержания пластового давления выбирают исходя из экономических показателей разработки и геологических условий. Для больших площадей нефтяных залежей более эффективным и экономичным методом поддержания пластового давления является способ внутриконтурного заводнения. Он является результатом блокового, барьерного (для нефтегазовых залежей), ступенчантого осевого, избирательного или очагового способов заводнения. В случаях с отчетливо выраженным сводом нефтяной залежи, для поддержания давления нагнетают газ или воздух, в результате чего появляется напор искусственной газовой шапки. Для повышения вытесняющих свойств в нефтяной залежи, при поддержании пластового давления, пускают воду или водогазовую смесь без добавок или с ними. Для расчета процесса нагнетания используют схему расположения нагнетательных скважин, приёмистость нагнетательных скважин, их число и давление, а также общий объем закачки. Схема расположения нагнетательных скважин, выбирается таким образом, чтобы возникла оптимальная связь между зонами нагнетания и отбора, а также равномерное вытеснение нефти водой.
14. Периоды разработки газовых и газоконденсатных месторождений.
В теории и практике разработки месторождений природного газа различают: 1- период нарастающей добычи; 2- период постоянной добычи; 3 – период падающей добычи. Эти периоды характерны в основном для средних, крупных и уникальных по запасам месторождений, служащих источником дальнего газоснабжения.
При нарастающей добыче газа осуществляется разбуривание месторождения, обустройство промысла и вывод месторождения на постоянную добычу газа. Этот период связан также с вводом в эксплуатацию линейных компрессорных станций по трассе магистрального газопровода.
В период постоянной добычи в ряде случаев отбирается около половины начальных запасов месторождения. Этот период продолжается до тех пор, пока дальнейшее разбуривание месторождения или наращивание мощности дожимной компрессорной станции становится нецелесообразным, т.е. экономически неоправданным. Период постоянной добычи продолжается до суммарного отбора из месторождения около 60 – 70 % запасов газа и более.
Для периода падающей добычи газа характерно практически неизменное (или уменьшающееся в связи с обводнением) число добывающих скважин. Не исключено, что в некоторых случаях объем потребления и ресурсы газа в данном районе обусловят ввод в эксплуатацию определенного числа скважин. Однако эти скважины лишь в некоторой степени позволят поддерживать на более высоком уровне падающую добычу газа. Этот период продолжается до достижения минимального рентабельного отбора из месторождения.