- •Билет №1
- •2.Критерии технологических режимов работы и обоснование их величин при определении дебитов проектных скважин.
- •Температурный режим:
- •3. Обоснование профиля и расположения ствола горизонтальной скважины при вскрытии однородных и неоднородных пластов.
- •Билет №2.
- •1.Основное содержание проекта разработки газовых и газоконденсатных месторождений.
- •Глава 2. Общее сведение по месторождению.
- •Глава 3. Геолого-физическая характеристика месторождения.
- •2.Методы подсчета запасов газа. Роль уравнения материального баланса при проектировании.
- •3.Приближенный метод определения объема вторгшейся воды в газовую скважину. Основные недостатки этого метода.
- •Билет №3.
- •1.Общие сведения о месторождении и их учет при проектировании разработки.
- •2.Основные уравнения, используемые при приблежённом прогнозировании показателей разработки газовых месторождений.
- •3.Способы получения исходных данных о газоконденсатной характеристике залежи.
- •Билет №4.
- •1. Краткие сведения о геологической и геофизической изученности и разведке месторождения: стратиграфия, тектоника, литология, состав и т.Д. И их учет при проектировании.
- •2. Обоснование величин годовых отборов газа из различных месторождений.
- •3.Обоснование дебита проектных вертикальных и горизонтальных скважин.
- •Билет №5.
- •1. Устойчивость газоносных пластов к разрушению и обоснование дебитов проектных скважин в условиях деформации и разрушения коллекторов.
- •2.Основные способы подготовки газа и факторы, влияющие на выбор способа подготовки газа при проектировании.
- •3.Газогидродинамические методы контроля за разработкой: периодичность, объем и экологическая чистота контроля.
- •Билет №6.
- •1. Обоснование проектных величин пористости, проницаемости, толщин пропластков, насыщенности с учётом их изменения по толщине и по площади.
- •2. Основные свойства газоконденсатной смеси и их изменения от давления и температуры. Учет этих изменений при проектировании.
- •3. Переходная зона и её влияние на точность запасов газа и на дебит проектных скважин.
- •Билет №7.
- •1. Гидрогеологическая характеристика водоносоного бассейна и её влияние на режим залежи. Связь темпа отбора с режимом залежи.
- •2.Определение основных показателей разработки газовых месторождений при газовом режиме залежи в период падающей добычи газа.
- •Билет №8.
- •Билет №9.
- •1. Система разработки месторождений.
- •Билет №10.
- •Билет №11.
- •Билет №12.
- •Билет №13.
- •Билет №14.
- •2. Определение оптимального вскрытия пласта вертикальными и горизонтальными скважинами при наличии подошвенной воды.
- •3. Оценка режима залежи по данным разработки месторождения.
- •Билет №15.
- •1. Определение условий ингибирования газа в системе «пласт-укпг»
- •2. Основные факторы, влияющие на размещение вертикальных и горизонтальных скважин.
- •3. Методы контроля за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений.
- •Билет №16.
- •1.Обоснование системы подготовки газа при высоких температурах месторождений и наличии в составе газа коррозионно-активных веществ.
- •2 . Особенности определения объема вторгающейся воды в газовую залежь полосообразной формы.
- •3.Основные преимущества численного прогнозирования показателей разработки месторождений с использованием геолого-математических моделей залежи и её фрагментов.
- •Билет №17.
- •1. Размещение скважин на газовых месторождениях севера Тюменской области
- •2. Анализ текущего состояния фонда скважин
- •3. Анализ состояния сбора газа
- •Билет №18.
- •1. Основные источники выбросов в атмосферу веществ, загрязняющих окружающую среду. Источники загрязнения поверхностных и подземных вод.
- •2. Выбор рационального варианта разработки газовых и газоконденсатных месторождений. Существующие методы оценки рациональности вариантов разработки.
- •3. Геофизические методы контроля за разработкой отдельных пропластков и подъёма гвк.
- •Билет №19.
- •1. Основные причины нарушения земельного покрова, состояние растительного мира и рекультивация земель.
- •2. Коэффициент эксплуатации скважин. Определение числа скважин. Факторы, влияющие на число проектных скважин.
- •3.Осложнения эксплуатационных скважин на поздней стадии разработки: отложение солей, ремонтно-профилактические работы, обводнение и др.
- •Билет №20.
- •2.Оптимальные конструкции горизонтальных скважин и методы их обоснования.
- •3.Существующие методы определения запасов газа и их недостатки, влияющие на достоверность прогнозируемых показателей разработки.
- •Водонапорный режим
- •Билет №21.
- •1. Основные периоды разработки газовых месторождений по величине годовых отборов. Обоснование продолжительности этих периодов.
- •2. Основные показатели разработки газовых месторождений при заданной величине депрессии на пласт.
- •3. Влияние характера и числа эксплуатационных объектов на систему разработки залежи.
- •Билет №22.
- •1. Факторы, влияющие на совместную разработку месторождений при наличии нескольких эксплуатационных объектов
- •2. Факторы, ограничивающие дебиты проектных скважин и методы снятия этих ограничений. Изменение технологических режимов работ в процессе разработки.
- •Билет №23.
- •1. Размещение укпг и дкс на месторождениях с учетом географической особенности региона, размещения скважин и наличия других залежей в разрезе.
- •2. Выбор системы регенерации абсорбента, адсорбента и ингибиторов гидратообразования, солеотложения и коррозии.
2. Коэффициент эксплуатации скважин. Определение числа скважин. Факторы, влияющие на число проектных скважин.
Коэффициент эксплуатации скважин Кэ, в некоторых проектах выражается через число рабочих дней эксплуатационных скважин. Считается, что скважина максимально в году может эксплуатироваться 365 дней, и тогда величина Кэ будет равной единице, т.е. Кэ=1 Но, как правило, на каждой эксплуатационной скважине проводятся в плановом порядке или незапланированно работы, требующие остановки пли временного отключения её из общей системы добычи газа. К таким плановым работам прежде всего относятся исследовательские работы, предусмотренные проектом по контролю за разработкой месторождения согласно правилам разработки газовых и газоконденсатных месторождений. К плановым мероприятиям, проводимым в эксплуатационных скважинах, относится и проведение ремонтно-профилактических и интенсификационных работ. Временами на отдельных скважинах проводятся работы по смене фонтанных труб, очищению забоя or песчано-жидкостных пробок и т.д. Поэтому сокращение числа рабочих дней каждой скважины от числа календарных дней года является обязательным и оправданным.
Величина коэффициента эксплуатации на разных месторождениях должна быть различной в зависимости от:
— геологических особенностей залежи, устойчивости пород, их состава;
— состава газа;
— стадии освоенности залежи;
— продолжительности процессов восстановления и стабилизации давления, дебита и температуры газа,
— характера и темпа вторжения воды в газовую залежь и т.д.
Наиболее часто величину коэффициента эксплуатации принимают
Кэ=Nк/Np = 330/365 =0,9. менее часто Кэ=З00/365=О,82 и весьма редко Кэ=270/365=0,74
При обосновании коэффициента эксплуатации скважины проектировщик обязан исходя из того, как часто скважины будут исследованы, сколько времени необходимо для исследования скважины при стационарных и нестационарных режимах фильтрации, как можно сократить продолжительность исследований, сохранив при этом обьем и качество получаемой информации неизменной, как часто на данном месторождении придется останавливать скважину для проведения работ по интенсификации притока газа, очищать забой от песчано-глинистых пробок, заменять отдельные детали арматуры, забойного оборудования и т д.
В целом наиболее разумным и практически максимальным можно считать коэффициент эксплуатации, равный Кэ=0,9 для скважин, вскрывших сеноманскую залежь месторождений Уренгойское, Ямбургское, Медвежье и т.д., за исключением последней, поздней стадии разработки этих месторождений, когда ожидается обводнение значительного числа скважин.
Число скважин определяем по формуле:
где Qдоб(t)=∑Qгод(t),
т.е. величина Qгод(t) является определяющей для прогнозирования числа проектных скважин. Также количество скважин зависит от коэффициентов резерва (0,17-0,3) и эксплуатации, от текущего дебита скважины в момент времени t.
В свою очередь Qдоб(t) зависит от: этапа разработки (нарастающего, постоянного, падающего), числа буровых станков и бригад, готовности промысловых газосборных сетей, наличия транспортных систем и потребителя, продуктивности газоносных пластов, свойств и состава газа, запасов газа, конденсата, нефти, технико-экономических показателей разработки и др.