Билет №20.

1.Методы прогнозирования показателей разработки газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений. Перечень параметров и их достоверность, используемые при прогнозировании показателей различными методами.

Основные показатели разработки газовых и газоконденсатных месторождений прогнозируются путем совместного решения системы уравнений:

1.материального баланса, имеющего вид:

2. притока газа к скважине, имеющего вид для вертикальных скважин:

3.движения газа по стволу вертикальной скважины:

4.уравнение, связывающее дебит проектной скважины, годовые отборы и число скважин:

5. критерии технологических режимов работы скважин:

6.Уравнение распределения температуры газа при его движении от внешнего контура дренируемой зоны до устья скважины:

При отсутствии многолетней мерзлоты:

При наличии многолетней мерзлоты:

Рассмотрим допущения, принятые при приближенном методе прогнозирования показателей разработки с использованием приведенной выше системы уравнений.

Уравнение материального баланса, используемое для определения средневзвешен­ного пластового давления в зависимости от отбора, допускает, что отбор проводится не из отдельных скважин, кустов и УКПГ, введенных в эксплуатацию в разное время и размещенных на разных участках залежи, a из всей газоносной площади равномерно в соответствии с распределением запасов газа. Последствие принятия равномерного средневзвешенного падения пластового дав­ления по месторождению, независимо от неравномерного отбора газа по площади, отра­жается на:- точности определения дебита газа во времени;

— подъеме газоводяного контакта в процессе разработки;

—опережающем вводе ДКС на отдельных участках залежи и т.д.

Поэтому при приближенном методе прогнозирования показателей разработки следует рассматривать возможные отклонения этих показателей в результате неравномерного рас­пределения пластового давления по участкам залежи в зависимости от сроков ввода этих участков в разработку и темпа отбора газа по ним.

Технология определения коэффициентов а и b с учетом погрешно­стей, допускаемых при измерениях давления, дебита и температуры; изменения свойств пористой среды и насыщающих ее флюидов от давления; загрязнения призабойной зоны при вскрытии пласта; несовершенства скважин по степени и характеру и многих других факторов обусловливает неточность величин этих коэффициентов, и эта неточность в дальнейшем отражается на достоверности прогнозируемых показателей.

Забойное давление зависит помимо прочих параметров и от длины фильтра, т.е. от величины интервала перфорации. Как видно из формулы притока газа к забою скважины, для заданного режима работы скважины величина забойного давления P₃(t) принимается постоянной по всей длине фильтра, т.е. зоны перфорации. Если длина интервала перфорации составляет всего несколько десятков метров, то такое допущение приемлемо. Изменчивость забойных давлений в интервале перфорации вертикальных и в особенности горизонтальных скважин приводит к тому, что обработанные индикаторные кривые по формуле притока не поддаются интерпрета­ции, т.е. по ним невозможно определить коэффициенты фильтрационного сопротивления. Причем чем больше дебит скважины, тем сильнее меняется забойное давление вдоль интервала перфорации.

Температура газа как один из трех главных параметров газа (давление, дебит и температу­ра) используется при термодинамических расчетах, связанных с притоком газа к забою и движением его от забоя до УКПГ. При некоторых газодинамических расчетах не требуются точные изменения температуры газа в системе газ-УКПГ. Однако, имеется ряд технологических процессов, требующих учета любых изменений температуры газа. Это прежде всего относится к исследованиям скважины при нестационарных режимах фильтрации, образованию гидратов, охлаждению газа в теплообменниках и сужающих устройствах и т.д. Это особенно важно при существенных депрессиях на пласт, небольших дебитах газа и наличии в разрезе зоны многолетней мерзлоты.

Че нить про моделирование напиздеть.!!!!