БИЛЕТ №2. 1. Альтитуда стола ротора

БИЛЕТ №2. 1. Альтитуда стола ротора

1. Альтитуда стола ротора. Альтитуда altitude — Высота (в метрах) над уровнем моря или океана какой-либо точки земной поверхности: устья скважины, поверхности роторного стола, пола буровой вышки, устья шахты, шурфа.

2. Разведочные скважины. Скважина разведочная—предназначается для изучения месторождений и залежей с целью подготовки разведанных запасов нефти и газа по категории С1 и получения исходных данных для составления проекта (технологической схемы) разработки.

3. Профиль пологой скважины. Пологие скважины (J – образный профиль) вскрывают продуктивный пласт с зенитным углом от 25 до 55. Вскрытие пласта такими скважинами с зенитным углом более 55 нецелесообразно, т.к. возникают проблемы при проведении промыслово-геофизических работ (непрохождение приборов). Профиль пологой скважины составляется таким образом, чтобы создать наиболее благоприятные условия для работы погружного нефтедобывающего оборудования и достичь наибольший отход от вертикали.

4. Турбинное бурение. Способ бурения с применением в качестве рабочего органа Турбобура. Радикальное решение проблемы Т. б. было получено с использованием многоступенчатого турбобура при скоростном вращении долота, равном 600—800 об/мин. В пределах этих скоростей вращения зубчатые конические шарошки долота при осевых нагрузках до 1—1,5 т/см диаметра долота при перекатывании по забою эффективно разрушают породу, обеспечивая интенсивное углубление забоя. Для повышения износостойкости шарошечных долот Т. б. осуществляется при 300—400 об 1 мин, а в сверхглубоких скважинах — 150—250 об/мин. Высокооборотные турбобуры используются в основном при бурении алмазными долотами.

5. Лопастные долота. Лопастные долота (рис. 17) выпускаются трех типов: двухлопастные, трехлопастные и многолопастные. Под действием нагрузки на забой их лопасти врезаются в породу, а под влиянием вращающего момента — скалывают ее. В корпусе долота имеются отверстия, через которые жидкость из бурильной колонны направляется к забою скважины со скоростью не менее 80 м/с. Лопастные долота применяются при бурении в мягких высокопластичных горных породах с ограниченными окружными скоростями (обычно при роторном бурении).

6. Объемные двигатели. Назначение. Особенности эксплуатации. Объемный двигатель действует от гидростатического напора в результате наполнения жидкостью рабочих камер и перемещения вытеснителей.

Отсутствие быстро изнашивающих распределительных устройств (распределение жидкости по шлюзам рабочих органов осуществляется автоматически за счет соотношения числа зубьев и шагов винтовых поверхностей ротора и статора).

Кинематика рабочих органов, в движении которых сочетается качение со скольжением при относительно невысоких скоростях, что снижает износ рабочей пары.

7. Основные элементы бурильной колонны. Бурильная колонна (drilling string) — спущенные в скважину последовательно соединённые бурильные трубы. Основное назначение бурильной колонны — обеспечить гидравлическую и механическую связь работающего на забое долота и ствола скважины с поверхностным механическим и гидравлическим оборудованием. Одновременно бурильная колонна служит инструментом для доставки в скважину буровых и колонковых долот, исследовательских приборов и устройств, снарядов и аварийно-ликвидационных приспособлений. Две главные функции обеспечивает бурильная колонна в процессе бурения ствола: вращает долото и одновременно передает на него осевую нагрузку, создает замкнутую циркуляцию бурового раствора через забой скважины, обеспечивая очистку ствола от выбуренной породы, и привод погружных гидравлических двигателей. Бурильная колонна включает следующие основные элементы сверху вниз: рабочую (ведущую) трубу, бурильные трубы, утяжелённые бурильные трубы (УБТ).

8. Буровые установки ОАО «Волгоградский завод буровой техники». Стационарные буровые установки выпускаются в блочно-модульном исполнении с нагрузкой на крюке 100-320т и условной глубиной бурения 1600-5000 м. БУ2000/125;БУ2900/175;2900/200;3900/225;4200/250;4500/270.

9. Составление плана разбуривания куста. Составление плана разбуривания куста скважин заключается в определении порядка очередности бурения скважин и длин их вертикальных участков. Исходными данными являются: азимуты скважин (); смещение забоев от вертикали (А) для каждой скважины; направление движения станка (НДС).

10. Забойные компоновки для изменения направления бурения ствола скважины. Для уменьшения зенитного угла рекомендуется применять следующую компоновку низа бурильной колонны:

1)для медленного уменьшения зенитного угла — долото, забойный двигатель и бурильные трубы;

2)для уменьшения зенитного утла со средней интенсивностью — долото, сбалансированную толстостенную трубу в пределах диаметра забойного двигателя длиной 3 — 4 м, забойный двигатель и бурильные трубы;

3)для интенсивного уменьшения зенитного утла — одну из компоновок, используемых для набора кривизны

Для стабилизации зенитного угла рекомендуется применять одну из трех приведенных ниже компоновок:

1)долото, наддолотный калибратор, стабилизатор на корпусе турбобура, турбобур и УБТ;

2)долото, наддолотный калибратор, турбобур с приваренной на его корпусе накладкой или установленной на верхний переводник шпинделя, УБТ;

3)долото, наддолотный калибратор, турбобур с установленным между ниппелем и корпусом шарошечным стабилизатором, УБТ.

11. Основные параметры бурового раствора. Удельный вес, вязкость(условная),водоотдача, содержание песка, СНС,корка.

12. Причины возникновения поглощений. Геологические факторы — тип поглощающего пласта, его мощность

и глубина залегания, недостаточность сопротивления пород гидравлическо­

му разрыву, значение пластового давления и характеристика пластового

2. Технологические факторы — количество и качество подаваемого в

скважину бурового раствора, способ бурения, скорость проведения спус-

коподъемных операций и др.

Поглощения начинаются при условии, что вскрытые пласты обладают достаточно высокой гидропроводностью и перепад давления между скважиной и поглощающим пластом выше определенного его значения, называемого критическим.

В случае недостаточной прочности горных пород происходит гидроразрыв.

13. Выбор интервала срезки второго ствола.Как правило, глубину зарезки БС выбирают ниже интервала установки ГНО,в случае установки ГНО в БС профиль БС должен обеспечивать свободный спуск,установку и надёжную работу подземного насосного оборудования.

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

За альтитуду устья скважины принимают отметку фланца эксплуатационной колонны. Если нужно определить абсолютную отметку пласта с учетом высоты ротора , то к альтитуде устья прибавляют расстояние между столом ротора и фланцем эксплуатационной колонны.  [33]

Крышка изготовляется штамповкой из цельного листа. Большие углы благоприятствуют прочности и облегчают расчет, но несколько увеличивают высоту ротора , хотя и незначительно. Ширина кольца берется порядка 0 ] 5 — 0 17 от диаметра барабана, так что внутренний диаметр крышки равен 0 65 — 0 70 ее внешнего диаметра.  [34]

Для определения вязкости каучука и склонности к подвулка-низации резиновых смесей предлагается [20] использовать вискозиметр Муни АВМ. Его преимущества по сравнению с аналогичными приборами фирмы Монсанто — удобство регулирования высоты ротора в камере и автоматическое его выталкивание, исключающее заклинивание ротора при попадании каучука.  [35]

Процентное соотношение загрязнений с разным размером частиц находят путем взвешивания отложений с различных участков по высоте ротора центрифуги . Неточность этого метода обусловлена допущением, что скорость оседающих в роторе центрифуги частиц постоянна, а это не соответствует действительности.  [36]

Фильтрат, получаемый в центрифуге непрерывного действия, отходит сразу со всей поверхности ротора. Количество фильтрата, отводимого из кожуха в единицу времени, не изменяется со временем и характеризует среднюю скорость центрифугирования по высоте ротора .  [37]

При этом принимают, что осаждение отдельных компонентов загрязняющих примесей в роторе центрифуги происходит независимо один от другого. Для расчета размеров частиц и их количества ( в % по весу) используют приближенный метод определения дисперсного состава измерением количества загрязняющих примесей, выделенных по высоте ротора суперцентрифуги .  [38]

В схеме ( рис. 35.3, е) круговой статор смонтирован в средней части станины, а ротор-маховик закреплен в нижней части винта над ползуном и совершает вместе с винтом вращательное и поступательное ( винтовое) движение. Гайка установлена в верхней поперечине станины. Высота ротора должна быть больше максимального хода ползуна.  [40]

Запорный воздух подводится в образованный кольцами лабиринт и служит для предохранения присоса воздуха извне, а также утечки его из РВП. Поверхность нагрева РВП выполняется из стальных гофрированных и дистанционирующих листов. По высоте ротора поверхность нагрева делится на две части — холодную и горячую, отличающиеся между собой толщиной и профилем листов.  [41]

У лопастного насоса точность посадки лопаток в пазах ротора с зазором 0 02 — 0 03 мм достигается подбором лопаток или притиркой их с пастой на плите. Лопатки не должны выступать над статорным кольцом; допускается незначительное ( на 0 01 — 0 02 мм) утапливание лопатки в статоре. На ЭТУ величину высота ротора должна быть меньше ширины статорного кольца. При установке лопаток в ротор не следует забывать, что заостренная часть лопатки должна быть направлена в сторону вращения ротора. В собранном насосе вращение ротора должно быть свободным.  [42]

У лопастного насоса точность посадки лопаток в пазах ротора с зазором 0 02 — 0 03 мм обеспечивают подбором лопаток или притиркой их с пастой на плите. Лопатки не должны выступать над статорным кольцом; допускается незначительное ( на 0 01 — 0 02 мм) утапливание лопатки в статоре. На эту величину высота ротора должна быть меньше ширины статорного кольца. При установке лопаток в ротор не следует забывать, что заостренная часть лопатки должна быть направлена в сторону вращения ротора. В собранном насосе вращение ротора должно быть свободным.  [43]

У лопастного насоса точность посадки лопаток в пазах ротора с зазором 0 02 — 0 03 мм достигают подбором лопаток или притиркой их с пастой на плите. Лопатки не должны выступать над ста-торным кольцом; допускается незначительное ( на 0 01 — 0 02 мм) утапливание лопатки в статоре. На эту же величину высота ротора должна быть меньше ширины статорного кольца.  [44]

Поворотом ножа, насаженного на зубчатую втулку, необходимо максимально приблизить лезвие к ситу, добиваясь строгого совпадения выступов и впадин зубчатой втулки и хвостовика штанги. Тонкая регулировка угла поворота ножа производится болтами-упорами 10, а после 5 — 10 циклов работы полностью загруженной центрифуги — конечным выключателем поворота и роликом. Нож нужно установить так, чтобы расстояние между лезвием и фильтрующим ситом было одинаковым по всей высоте ротора .  [45]

Разработка проекта строительства дополнительного ствола из бездействующей скважины 8224 куста

Территориальное производственное предприятие “Урайнефтегаз” является подразделением ООО “ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь” и осуществляет добычу нефти на месторождениях Шаимского нефтяного района.

На территории деятельности ОАО “ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь” 23 разрабатываемых и 10 разведочных месторождений с суммарными балансовыми запасами нефти 6837.6 млн. тонн категорий А, B, С 1 .

Рост добычи нефти в последние годы и стабилизация этого роста на длительный период является сложной задачей из-за истощения активных высокопродуктивных запасов, резкого ухудшения их общей структуры с увеличением доли трудноизвлекаемых до 66%, некомпенсации отбора приростом разведанных и даже трудоизвлекаемых запасов. Для устойчивого развития ОАО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» основными путями решения этой проблемы являются поиск новых более эффективных объектов разведки и ускоренного внедрения новых технологий по доизвлечению остаточных запасов нефти и по вводу в разработку трудоизвлекаемых запасов. При этом решающую роль будет играть увеличение объемов применения высокоэффективных технологий воздействия на пласты. Большинство обычных вертикальных скважин на месторождениях Западно-Сибирского региона на территории Российской Федерации находятся в эксплуатации десятилетиями. От начала «жизни» скважины и до ее ликвидации проходит очень много времени, как правило, от 10 до 50 лет.

За весь период времени эксплуатации скважины существует несколько видов извлечения нефти на поверхность:

эксплуатация с помощью электро-центробежного насоса;

эксплуатация с помощью штангово-глубинного насоса.

Зачастую простые операции капитального ремонта, такие как дополнительная перфорация, кислотная обработка или гидроразрыв пласта, значительно увеличивают добычу.

Одним из наиболее прогрессивных методов интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи пластов является зарезка боковых стволов из высокообводненных и низкодебитных скважин и бурение многоствольных скважин на низкопродуктивных пластах. В настоящее время, в ОАО “ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь” создается необходимая материально-техническая база для резкого увеличения объемов зарезки боковых стволов с

доведением их количества в 2010 г. до 350-400 и массового бурения многоствольных скважин, что позволит перевести отдельные участки и целые залежи на новый более эффективный уровень разработки.

Это возможно не только за счет реанимирования старых скважин и даже целых залежей, но и за счет формирования наиболее рациональных систем разработки.

В настоящее время многие старые скважины состоящие на балансе НГДУ получают вторую жизнь благодаря зарезке боковых стволов, а так же бурятся новые многоствольные скважины с зарезкой стволов в несколько продуктивных пластов. Это стало возможным благодаря новым технологиям в зарезке и бурении наклонно-направленных и горизонтальных боковых стволов скважин. Основным критерием при подборе скважин для бурения боковых стволов являлось наличие высокой обводненности, наличие полетного оборудования, а так же наличие нефтяных или водонефтяных оторочек вблизи этих скважин.

Зарезка и бурение наклонно-направленных и горизонтальных боковых стволов скважин служит для интенсификации системы разработки месторождений, увеличения коэффициента извлечения нефти из продуктивных пластов и фондоотдачи капиталовложений.

Производство работ по бурению выполняется по индивидуальному плану работ на зарезку и бурение бокового ствола с горизонтальным участком из обводненной или бездействующей эксплуатационной скважины, в основу которого должны быть заложены технико-технологические решения.

Бурение боковых стволов осуществляется в соответствии технологическими решениями проектных документов на разработку месторождения и с учетом текущего состояния структуры остаточных запасов нефти.

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ РАБОТ

Месторождение расположено на северо-восточном окончании Шаимского мегавала в западной части Западно-Сибирской низменности и приурочено к междуречью рек Мулымья и Лова.

В административном отношении оно расположено в Советском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Ближайшими населёнными пунктами являются железнодорожные станции Верхне-Кондинская, Зеленоборск, Воньеган, Пантынг, Нягань, расположенные вдоль железной дороги Ивдель-Приобье.

По месторождению проходит автомобильная дорога с бетонным покрытием, которая соединяет его с п.Советским. Эта магистраль пересекает всё Ловинское месторождение до ДНС-1 с заходом на ЦПС. Остальная дорожная сеть на месторождении грунтовая.

Климат района резко-континентальный, с суровой и продолжительной зимой, короткой и бурной весной, непродолжительным летом и короткой осенью.

Годовая амплитуда абсолютных температур достигает 87 о С. Абсолютный максимум — температура +36 о С, абсолютный минимум -51 о С. Среднегодовая толщина снегового покрова составляет 70 см, в лесу оно достигает 100-120 см. Число дней со снежным покровом около 180. В зимний период почва промерзает от 0,8 до 2м.

Рельеф местности представляет собой всхолмленную равнину с большим количеством болот и небольших рек, притоков реки Мулымьи. Абсолютные отметки рельефа колеблются от 50 до 200 м. Формирование рельефа территории связано с областью аккумуляции озёрно-речных образований. Поверхностные отложения представлены суглинками, торфяно-болотными и подзолистыми почвами. Гидрографическая сеть представлена несудоходной рекой Мулымья с притоками Амынья, Картопья, Тультья. Речки характеризуются узкими и извилистыми руслами, медленным течением, заболоченными поймами. С ноября до середины мая они находятся подо льдом. В пониженных участках местности располагаются озёра и болота.

Месторождение расположено в лесной зоне. Растительность представлена хвойным лесом, растущим на повышенных участках. Берега речек покрыты смешанным лесом с очень плотным подлеском. На берегах озёр и болот развит мох, осока, багульник, низкорослые сосны и берёзы.

Животный мир района разнообразен. Встречаются бурые медведи, лисицы, олени, лоси, волки, соболь, горностай, белка, выдра и другие

животные. В летнее время имеется много водоплавающей птицы, в водоёмах

много рыбы, в то же время много гнуса.

Коренное население района — ханты, манси, русские. Традиционное занятие — охота, рыбная ловля и животноводство. Основными отраслями хозяйства в настоящее время являются нефтедобывающая промышленность, геологоразведочные работы на нефть и газ, строительство объектов нефтяной промышленности, лесозаготовки, рыболовство. Развитие нефтегазодобывающей отрасли потребовало привлечение специалистов и рабочих, в настоящее время здесь живут и трудятся украинцы, татары, башкиры и др.

Альтитуда

Краткий электронный справочник по основным нефтегазовым терминам с системой перекрестных ссылок. — М.: Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина . М.А. Мохов, Л.В. Игревский, Е.С. Новик . 2004 .

Смотреть что такое «Альтитуда» в других словарях:

АЛЬТИТУДА — (н. лат.). Высота точки над уровнем моря. Словарь иностранных слов, вошедших в состав русского языка. Чудинов А.Н., 1910. АЛЬТИТУДА высота местности над поверхностью моря. Словарь иностранных слов, вошедших в состав русского языка. Павленков Ф.,… … Словарь иностранных слов русского языка

альтитуда — высота Словарь русских синонимов. альтитуда сущ., кол во синонимов: 1 • высота (35) Словарь синонимов ASIS. В.Н. Тришин. 2013 … Словарь синонимов

АЛЬТИТУДА — (от лат. altitudo высота) то же, что абсолютная высота … Большой Энциклопедический словарь

Альтитуда — см. Абсолютная высота. Горная энциклопедия. М.: Советская энциклопедия. Под редакцией Е. А. Козловского. 1984 1991 … Геологическая энциклопедия

альтитуда — ы, ж. altitude f. < , лат. altitudo. 1485. Лексис. Числовые значения высоты точек земной поверхности называются альтитудами или отметками в геодезической опорной сети. СХЭ 1949 1 437 … Исторический словарь галлицизмов русского языка

альтитуда — altitude *Altitude – відстань по вертикалі від будь якої точки поверхні Землі (гирла свердловини, поверхні роторного стола) до середнього рівня океану (абсолютна висота). Вона є додатною для точок, що лежать вище цього рівня, і від’ємною – для… … Гірничий енциклопедичний словник

альтитуда — Расстояние по вертикали от среднего уровня поверхности океана до данной точки земной поверхности. Syn.: абсолютная высота … Словарь по географии

альтитуда — (от лат. altitudo высота), то же, что абсолютная высота. * * * АЛЬТИТУДА АЛЬТИТУДА (от лат. altitudo высота), то же, что абсолютная высота (см. АБСОЛЮТНАЯ ВЫСОТА) … Энциклопедический словарь

альтитуда — altitudė statusas T sritis Standartizacija ir metrologija apibrėžtis Vertikalus taško nuotolis nuo pasirinkto atskaitos lygio. atitikmenys: angl. altitude vok. Höhe, f rus. альтитуда, f pranc. altitude, f … Penkiakalbis aiškinamasis metrologijos terminų žodynas

альтитуда — altitudė statusas T sritis Kūno kultūra ir sportas apibrėžtis Absoliutusis aukštis. kilmė lot. altitudo – aukštis atitikmenys: angl. altitude vok. Altimeter, n; Altitude, f rus. альтитуда … Sporto terminų žodynas

альтитуда — altitudė statusas T sritis Kūno kultūra ir sportas apibrėžtis Nustatytas kurio nors taško aukštis viršum sutartos lygumos (pvz., lėktuvo aukštis viršum žemės paviršiaus), matuojamas aukščiamačiu arba radiolokatoriumi. kilmė lot. altitudo –… … Sporto terminų žodynas

Геолого-гидродинамическая модель ГДМ

Выбор ГДМ является одним из важнейших этапов проектирования разработки любого месторождения.

Выбор ГДМ является одним из важнейших этапов проектирования разработки любого месторождения.

Планирование скважин с использованием геолого-гидродинамических моделей (ГДМ) является необходимым условием для эффективного бурения горизонтальных скважин (ГС), боковых стволов (БС) и боковых стволов с горизонтальным окончанием (БГС).

Выбор ГДМ зависит как от геолого-физических особенностей участка недр ( геологическом строении залежи ВНЗ и данных о физических свойствах пластовых флюидов), так и от технологии его разработки.

Детальная 3-мерная геологическая модель позволяет:

• сделать прогноз фильтрационно-емкостных свойств коллектора в межскважинном пространстве,
• спроектировать траекторию скважины,
• увеличить эффективную длину горизонтальной части ствола при бурении,
• минимизировать геологические риски.

ГДМ позволяет оценить экономическую эффективность бурения скважины, в тч:

• провести анализ состояния выработки проектного пласта на конкретном участке недр месторождения,
• определить остаточные запасы, застойные зоны, наиболее продуктивные пропластки в геологическом разрезе, которые не охвачены разработкой текущими скважинами,
• определить латеральное местоположение траектории скважины-кандидата с учетом истории добычи окружающих скважин и текущего фронта нагнетаемой воды,
• выбрать наилучшие интервалы вскрытия и перфорации,
• спрогнозировать добычу скважины.

Этапы работ по построению ГДМ:

1. Составление детальных корреляционных схем, позволяющих определить прогноз разреза по проектному участку бурения. Эти схемы необходимы и для привязки скважины к разрезу пласта в процессе его проводки.

2. Построение прогнозного геологического разреза с определением всех пропластков, как коллекторов, так и глинистых перемычек.

3. Распределение проницаемости и первоначальной нефтенасыщенности на геологическом разрезе с использованием геофизических данных скважин, гидродинамических исследований и результаты анализа керна.

4. Построение ГДМ и настройка модели с использованием фактических данных скважин (добывающих и нагнетательных) и информации о проведенных геолого-технических мероприятий (ГТМ).

5. Определение застойных зон и пропластков, которые не разрабатываются текущим фондом скважин.

6. Проектирование скважины с прохождением по наиболее благоприятным по проницаемости и насыщенности участкам разреза. Моделирование и расчет прогнозной добычи при нескольких вариантах профиля траектории, вариантах перфорации, а также при проведении дополнительных ГТМ (например, ГРП).

7. Определение геологических целей проектной скважины, допусков отклонения от целей, диапазон цели в разрезе траектории (для ГС и БГС).

8. Подготовка рекомендаций о необходимости бурения пилотного ствола, геофизических исследований во время бурения для успешной проводки скважины в геологические цели.

Результатом работы является ГДМ, составленное Геологическое обоснование на бурение скважины, которое содержит следующие данные:

1. Основные сведения:

— общие данные по проектной скважине (№ скважины, куст, альтитуда стола ротора — расстояние от устья скважины до стола ротора, координаты устья),

— целевой объект (пласт, пропласток);

— тип проектной скважины (ГС, БС, БГС) и длина горизонтального участка (для ГС, БГС);

— координаты геологических целей, допуски отклонения от целей, диапазон цели в разрезе траектории (для ГС и БГС);

— проектная траектория скважины кандидата;

— таблицы ожидаемых пластовых давлений, температуры, литологии, насыщенности, водонефтяной контакт (ВНК) по разрезу скважины; информация о возможных осложнениях;

— рекомендации и описание основных рисков.

2. Результаты геологического моделирования:

— геолого-промысловая характеристика района бурения проектной скважины;

— структурные карты кровли целевого пласта и целевого коллектора с обозначением местоположения проектной скважины;

— обоснование определения проницаемости на участке недр бурения скважины;

— карты средней пористости и проницаемости на участке недр;

— геологические разрезы вдоль профиля скважины с литологией, пористостью и проницаемостью;

— сейсмические разрезы на участке (при наличии);

— определение зон и интервалов с АВПД/АНПД — аномально высокое/низкое пластовое давление (при наличии);

— рекомендации (обоснование) по поводу необходимости бурения пилотного ствола (для ГС и БГС);

— геологический разрез вдоль траектории проектной скважины с обозначением целей скважины и диапазона;

— схемы детальной корреляции по окружающим скважинам.

3. Результаты гидродинамического моделирования:

— результаты адаптации ГДМ (дебит жидкости, дебит нефти, обводненность, забойное давление, газовый фактор, накопленная добыча жидкости и нефти);

— обоснование остаточных извлекаемых запасов в проектном участке бурения;

— карта начальных и остаточных нефтенасыщенных толщин;

— разрезы начальной и текущей нефтенасыщенности пласта на участке недр;

— карта текущих пластовых давлений;

— обоснование местоположения скважины, длины горизонтального ствола (для ГС и БГС), забойного давления;

— прогноз добычи скважины (дебит жидкости, дебит нефти, обводненность, забойное давление, газовый фактор, накопленная добыча жидкости и нефти);

4. Схематическая конструкция скважины

После запуска скважины проводится сравнительный анализ фактических параметров работы скважины и результатов расчета.

В случае расхождения расчетных и фактических параметров проводится детальный анализ причин, вносит корректировки в расчеты, вырабатывает рекомендации для дальнейших работ на данном участке недр.

Адаптация ГДМ — это длительный процесс, предполагающий несколько итераций расчетов для достижения расчетными технологическими характеристиками фактических показателей разработки:

— с тщательным анализом полученных результатов моделирования,

— с принятием необходимого решения об уточнении емкостно-фильтрационных параметров геологической модели и параметров ГДМ.