- •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.
3.Основные преимущества численного прогнозирования показателей разработки месторождений с использованием геолого-математических моделей залежи и её фрагментов.
Преимущество заключается в том, что для этого метода прогнозирования основных показателей нет затруднений в учете многочисленных факторов, влияющих на возможность прогнозирования показателей разработки и на точность прогнозирования параметров. Этот метод существенно расширяет перечень прогнозируемых показателей по сравнению с приближенным методом, требует очень большого объема исходной информации по параметрам пласта, флюидов, скважин, взаимодействию этих параметров, по характеру изменения этих параметров в процессе разработки в зависимости от давления, от последовательности ввода в разработку отдельных участков залежи.
Геологические особенности газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений могут быть учтены при создании алгоритмов и программ расчетов показателей разработки каждой из перечисленных залежей.
Имеютя программы, учитывающие взаимосвязь пласта, ствола вертикальных скважин, шлейфа, УКПГ и ДКС.
Созданная один раз геолого-математическая адаптирующаяся модель будет действовать в течение всего периода разработки залежи.
С помощью численных методов можно определить оптимальные показатели разработки путем внесения соответствующих изменений по отбору газа, размещению скважин, срокам ввода отдельных участков в разработку, LRC и др. элементов системы «пласт - магистральный газопровод».
Билет №17.
1. Размещение скважин на газовых месторождениях севера Тюменской области
При разбуривании сеноманской залежи ВНИИГазом обосновано и использовано кустовое размещение скважин. При сравнительно небольшом расстоянии между вертикальными частями стволов (40-60 м) забои скважин кустов отдалены друг от друга на 150-300 м. На рис. 16.13 приведена схема размещения забоев скважин кустов с четырьмя, шестью и восемью скважинами. При этом профиль эксплуатационной скважины с отклоненеим от вертикального ствола вычисляется согласно схеме, показанной на рис. 17.13. Согласно этой схеме для заданного удаления забоя от вертикального ствола А необходимо определить радиус кривизны R1.
Расчет величины R1 проводится со следующей последовательностью:
1. a1+a2=A- заданное удаление забоя от вертикального ствола.
2. h=R1Sin(α). Для заданного Нвер, А,α.
3.R1=H*tg α-A/( Sin(α)* tg α-(1-cos α).
4. a= R1(1-cos α). При L1=Hвер, L2=2π R1 α/360
L3= H1/ cos α, L’= L1+ L2+ L3, H= h+ H1= H0- Hвер
При толщине пласта h’=> L= L’+ h’/ cos α
2. Анализ текущего состояния фонда скважин
Состояние фонда скважин следует проанализировать, исходя из полученного после окончания разведки числа скважин и принятого перед проектированием разработки и из рекомендованного в проекте за рассматриваемый отрезок времени. При этом должны быть рассмотрены все виды скважин: —переведенные га фонда разведки в фонд эксплуатации
—переведенные га фонда разведки в фонд наблюдательных и пьезометрических, —ликвидированные скважины.
—предусмотренные проектом к моменту анализа эксплуатационные, наблюдательные и пьезометрические скважины и соответствие их проектным решениям.
Согласно проекту каждая скважина должна быть пробурена согласно графику, оборудована и введена в эксплуатацию с ожидаемыми по проекту дебитом, давлением, вскрытием продуктивного пласта и коэффициентами фильтрационного сопротивления. Конструкция скважины должна соответствовать проектной. Технология вскрытия пласта должна быть рекомендована проектом. Если эта технология нарушена при вскрытии продуктивного пласта, то в случае несоответствия проектных и фактических параметров проектировщик не несет ответственности. При приеме новых эксплуатационных скважин в фонд действующих особое внимание следует обратить на герметичность скважин Часто из-за действующей в настоящее время системы бурения и эксплуатации скважин в фонд эксплуатации принимаются даже не отвечающие требованиям проекта скважины, что связано с единоначалием как для бурения, так и газодобывающего предприятия.
Очень часто к моменту составления проекта не все работы по подготовке и передаче скважин из разведочного фонда газодобывающему предприятию заканчиваются Поэтому анализ состояния фонда скважин относится как к переходящим из фонда разведки скважинам, так и к новым, пробуренным по проекту скважинам разного предназначения Если анализ состояния скважин, переходящих из фонда разведочных, сводится к выполнению работ, рекомендованных проектировщиком, то по новым скважинам сводится к своевременному качественному бурению согласно проектному сроку, оборудованию их соответствующими фонтанными трубами, арматурой, клапанами: циркуляционным, ингибиторным. отсекателем, пакером, хвостовиком (если потребуется) и др.
При анализе фонда скважин, переходящих из числа разведочных, необходимо проверить качество и своевременность выполнением ремонтно-восстановительных и ликвидационных работ II оборудование этих скважин согласно проекту
Ремонтно-восстановительные и ликвидационные работы разведочных скважин заключаются в ликвидации непригодных в дальнейшем для работы скважин в качестве пьезометрических, наблюдательных и эксплуатационных. В материалах по анализу следует показать, какие работы и за какое время были выполнены по этим скважинам, и получена ли та информация, которая была предусмотрена проектом.
Если в проекте были предусмотрены работы по дострелу невскрытой части газоносной толщи, изоляции интервала, близко расположенного к подошвенной воде, бурение цементного стакана, установленного в процессе разведки, то должно быть проанализировано качество выполнения таких работ. Качество этих работ оценивается по дебиту, получаемому из таких скважин согласно прогнозированным проектам.
По новым пробуренным скважинам, предусмотренным проектом, должны быть проанализированы:
—число пробуренных эксплуатационных скважин. сроки их ввода по проекту с последующим сопоставлением с фактическими сроками.
—число, сроки ввода и вскрытия требуемого интервала наблюдательных и пьезометрических скважин;
—производительности новых эксплуатационных скважин при предусмотренной величие депрессии на пласт и их соответствие с проектными дебитами.