- •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.
Водонапорный режим
При водонапорном режиме зависимость P/Z от Qдоб (уравнение (10)) будет нелинейной. В этом случае запасы газа можно определить по касательной, проведенной к начальному участку кривой падения давления.
Недостатки объемного метода:при подсчете запасов газа не только не учитываются фильтрационные параметры, но и исключаются из подсчета запасов низкопористые и низкопроницаемые пропластки, осредняются пара-метры
Недостатки метода падения пластового давления: не учитываются низкопроницаемые пропластки, осредняется пластовое давление.
Отмеченные выше недостатки методов подсчета запасов могут быть устранены принципиально новым подходом к оценке запасов газа, каким является использование геолого-математических моделей месторождений или их фрагментов массивного и пластового типов, учитывающих как емкостные, так и фильтрационные свойства каждого пропластка многослойного неоднородного пласта
-При моделировании используются все данные, получаемые различными методами исследования скважин, образцов породы и насыщающих пористой среды флюидов, независимо от их абсолютной величины;
-затем с помощью созданной модели проводятся расчеты разработки, и только в процессе разработки, в зависимости от емкостных и фильтрационных свойств на разной стадии разработки залежи или её фрагмента, включаются отдельные пропластки и, следовательно, происходит изменение величины извлекаемых запасов.
Запасы газа на модели фрагмента в газонасыщенных пропластках должны быть определены по формуле:
Qиз=(
Где Qиз- начальные запасы газа в газонасыщенных пропластках, -
плотность газа в пластовых условиях в ячейке ijk, (∆X, ∆y, ∆z)ijk- размеры ячейки по координатным осям, ρст-плотность при стандартных условиях.
Билет №21.
1. Основные периоды разработки газовых месторождений по величине годовых отборов. Обоснование продолжительности этих периодов.
Qгод
На каждом этане разработки величина Qдоб зависит от различных факторов. В частности от:
-числа буровых станков и бригад, особенно в период нарастающей добычи газа;
-готовности промысловых газосборных сетей и установок по подготовке газа;
-наличия транспортных систем it потребителя;
-продуктивности газоносных пластов.
-свойств и состава газа и газоконденсатной смеси;
-запасов газа, конденсата и нефти (при наличии нефтяной оторочки);
1-изменение
суммарной добычи газа 2-изменение
годового отбора
Считается нецелесообразным:
непрерывно наращивать годовые отборы и затем без поддержания некоторое время постоянного уровня снижать добычу (не по собственному желанию, а из-за невозможности сохранить такой уровень добычи). Если не выполнить это условие, то значительные мощности промысловых коммуникаций, на строительство которых расходуются огромные средства, окажутся ненужными;
ограничить годовые отборы, так как при этом процесс разработки продлится надолго, вследствие чего большинство объектов месторождения: скважины, газосборные сети, установки по подготовке газа и т.д станут непригодными и опасными для дальнейшей эксплуатации,
Кроме того, считается целесообразным годовой отбор газа из газовых месторождений в период постоянной добычи газа установить около 5% от начальных запасов газа, а также закончить период постоянного годового отбора из месторождения после извлечения 60% запасов газа из вертикальной скважины и 75% из горизонтальной. Период возрастающей добычи зависит от:
-размеров залежи
-запасов
-от глубины залегания
-расположения (от прир.условий)
-газопроводной сети
-необходимости строить дороги
-от наличия буровых бригад
-от наличия буровых установок
Период постоянной добычи удобен тем, что практические затраты будут постоянны, задействованное оборудование работает в постоянном режиме.
Период падающей добычи характеризуется постоянным количеством скважин и длится до тех пор пока затраты не превысят расходы.