- •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.Методы подсчета запасов газа. Роль уравнения материального баланса при проектировании.
Объемный метод.
Запасы газа определяются по формуле:
(1)
Средневзвешенные значения расчетных величин:
(2) (3)
где
(4) (5)
где
(6)
Средневзвешенное давление по поровому газонасыщенному объему определяют путем разбиения залежи на большое число малых объемов n и расчета по формуле:
(7)
где mi, Fi, hi – соответственно пористость, площадь и толщина i-го элемента залежи.
Зная объем залежи, нетрудно вычислить запасы газа месторождения по формуле:
(8)
Объем залежи можно определить по структурной карте месторождения.
Полученные по формуле (8) запасы газа иногда называют геологическими. Естественно, что в процессе разработки по различным причинам извлекаются не все запасы газа. Поэтому в проекте разработки должна быть рассмотрена величина извлекаемых запасов газа. Используя формулы (1) или (8). величину извлекаемых запасов газа можно определить по формуле:
(9)
Где
или где РУ=1 атм
Метод падетия пластового давления.
Газовый режим.
Уравнение материального баланса:
(10)
Из уравнения (10) видно, что зависимость P/Z от Qдоб линейная, поэтому данные об изменении средневзвешенного по газонасыщенному объему порового пространства пластового давления и данные об изменении количества добытого количества газа при газовом режиме эксплуатации газа могут быть использованы для определения запасов газа.
(11)
Уравнение (11) соответствует уравнению прямой (12) где ;
; и (13)
Если Рt/zt=0, то из уравнения (11) Qдоб=-а/b= Qзап.
Следовательно, необходимо построить зависимость P/Z от Qдоб, провести по точкам прямую и найти отрезок, отсекаемый прямой на оси Qдоб (величина b). Затем разделить на найденное значение b.
Определить запасы газа можно и по методу наименьших квадратов:
(16)
В одонапорный режим.
Уравнение материального баланса (17)
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.
3.Приближенный метод определения объема вторгшейся воды в газовую скважину. Основные недостатки этого метода.
Метод Ван Эвердингера и Херста.
Овальную форму месторождения заменяют круговой.
Количество вторгшейся воды Qвt в период падающей добычи, мы продолжаем расчет по методике работы №7 с момента t = tпост+1. Т.е.
где Qвt - объем вторгшейся в залежь воды на момент времени t, млрд. м3; kв - проницаемость в водоносной части пласта, Дарси; h - толщина водоносного пласта, м; Rз - радиус газовой залежи, км; - коэффициент пьезопроводности пласта, м2/с; Рj - изменение пластового давления в j - ый интервал времени, МПа; - безразмерный дебит воды; - вязкость воды , мПа с;
= - параметр Фурье,
t - время разработки, годы.
Сумма (3) для расчета вторгшейся воды составляется с учетом периода постоянной добычи:
Необходимо предположить, что форма водоносного круговая, проницаемость газоносной зоны по периметру и толщина пласта постоянные, пласт однородный по толщине. Следует также подчеркнуть, что замена залежи овальной формы круговой допускается, если продольная ось залежи 2в не превышает поперечную более чем в 2 раза, т.е. в≤2а. Залеж заменяется укрупненной скважиной. В качестве забойного давления «водяной скважины» принимается средневзвешенное пластовое давление газовой залежи.
Предлагаемая методика расчета суммарного объема вторгшейся в газовую залежь воды является приближенной даже для идеально однородного пласта. Для многослойных неоднородных, для полосообразных залежей эта методика не применима.