- •53. Алгоритм расчета показ-й рнм по мет-кам ТатНипИнефть, Гипров-нефть, внии-1,2, АзНипИнефть. Общие принципы и допущения.
- •54. Задачи, решаемые с помощью теории упругого режима. Порядок расчета показ-й раз-ки на увнр.
- •56. Понятие упругоемкости пласта и способы опр-я.
- •57. Задачи рнм, решаемые с помощью теории упругого режима.
- •58. Контроль рнм. Виды, методы и область прим-я.
- •59. Анализ рнм. Виды, методы и область прим-я.
- •60. Регулирование рнм. Виды, методы и область прим-я.
- •61. Обоснование необх-ти ппд и выбор рабочего агента. Системы зав-я и усл-я их прим-я.
- •62. Расчет показ-й работы законт-й сис-мы зав-я.
- •64. Принципы расчета показй раз-ки при площ-х сист-х зав-и.
- •65. Класс-я трещ-х пород. Особ-ти раз-ки пластов с трещин-ми породами.
- •67. Особен-ти раз-ки трещ-х пород при зав-и с учетом капил-й пропитки. Ф-ла Скворцова – Авакяна.
- •70. Расчет показ-й раз-ки на режиме газовой шапки (ргш).
58. Контроль рнм. Виды, методы и область прим-я.
Под контролем процесса разработки понимают сбор, обработку и обобщение первичной информации о нефтяной залежи с целью получения сведений о текущем состоянии и динамике показателей разработки. Процесс разработки контролируется систематически. Задача контроля — обеспечение высокого качества первичной информации. Качество обеспечивает:
1) перечень информации
2) Объем информации
3) представительность инфор-и
4) точность змерения (5%)
5) методы обработки. Методы получения: ГФ, ГДИ, ГЛ, лабор методы.
Методы обрабокт первич-й инфомации:
Матем-я статис-ка, теория случ-х величин, теория ошибок.
Методы повыш-я каческтва контроля:
1. Дублирование инфор-й.
2. Сравнение с аналогами (АГПМ).
3. Автом-я сис-ма сбора.
ВИДЫ контроля
1. Контроль выработки запасов: учет количества продукции и объема закачки воды (газа); изучение перемещения ВНК и ГНК; изучение полноты выработки продуктивных пластов.
2. Контроль эксплуатационных характеристик пластов и энергетического состояния залежи: исследование профиля притока и приемистости; определение пластового, забойного, устьевого и затрубного давлений; изучение изменений пластовой температуры; исследование пластов и скважин гидродинамическими и промыслово-геофизическими методами; изучение изменения физико-химических свойств нефти, газа и воды.
3. Контроль технического состояния скважин и работы технологического оборудования: выявление негерметичности, смятия обсадных колонн, износа оборудования, эффективности использования оборудования и др.
4. Контроль осложняющих условий добычи нефти: изучение условий выпадения парафина и солей в пласте, призабойной зоне и скважине; определение условий разрушения пласта и образования песчаных пробок; определение анизотропии, трещиноватости пласта, начальных градиентов сдвига, предельных безводных и безгазовых дебитов и др.
59. Анализ рнм. Виды, методы и область прим-я.
Анализ РНМ – вскрытие главных тенденций развития любого явления в залежи и выявление причин этого явления.
Важная часть анализа — сопоставление фактических показателей разработки с данными проекта, предыдущего анализа, выяснение причин изменения каждого показателя, выявление взаимосвязи и влияния основных факторов. Отклонение фактических показателей разработки от проектных может быть вызвано неправильными исходными данными проекта, невыполнением проектных решений, допущениями расчетной методики и др.
Анализ включает в себя:
1. Анализ геологической модели месторождения: уточнение геологического строения месторождения, свойств коллектора и флюидов.
2. Анализ технологических показателей разработки:
а) динамики добычи жидкости, нефти и газа; фондов добывающих и нагнетательных скважин; распределения добычи флюидов по площади и толщине пласта;
б) энергетического состояния месторождения;
в) состояния обводненности месторождения;
г) состояния выработки запасов нефти.
3. Анализ состояния техники добычи:
а) фонда скважин по способам эксплуатации;
б) применяемых методов обработки призабойной зоны;
в) применяемых способов, технологии и техники эксплуатации скважин и состояния наземного и подземного оборудования;
г) систем сбора, подготовки и транспортирования нефти и попутной воды;
д) систем диспетчеризации и автоматизации контроля и управления работой оборудования и процесса добычи.
4. Анализ экономических показателей:
а) себестоимости;
б) капитальных вложений;
в) производительности труда;
г) рентабельности предприятия.