- •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. Анализ состояния сбора газа
Анализ проводится с целью определения соответствия фактического состояния сбора газа, обвязки скважин (индивидуально и в общий коллектор) с соответствующими техническими характеристиками труб и прокладкой их на промысле с проектными.
При достаточной степени изученности продуктивной характеристики залежи по площади, как правило, обустройство промысла, т.е. обвязки скважин, прокладка внутрипромысловых коллекторов, размещение установок по комплексной подготовке газа (УКПГ) и ДКС на поздней стадии разработки, соответствует проекту по обустройству Однако нередки случаи, когда из-за недостаточной изученности геологических особенностей месторождения на стадии проектирования разработки залежи отдельные участки ее оказываются менее продуктивными. При таких случаях по ходу строительства промысловых сооружений, исходя из установленных отклонений от первоначальных предположений, вносятся изменения по количеству и размещению скважин, а следовательно, и их обвязке по мощности и местоположению, предусмотренных проектом УКПГ. Такие изменения были внесены в проект обустройства Оренбургского газоконденсатного месторождения, на месторождении Зальцведель-Пекенэен (Германия) и др. Как правило, такие изменения носят характер уменьшения проектных мощностей УКПГ, числа и расположения скважин .
Изменения, связанные со сбором газа, относятся, прежде всего к схеме подключения скважин к УКПГ. До 1970-х годов, как правило, предусматривалось индивидуальное подключение каждой скважины к установкам по подготовке газа. Такая схема имела единственное по тем временам преимущество — работа каждой скважины контролировалась, т.е. по каждой скважине была возможность определить ее дебит, давление и температуру. Отсутствие индивидуальных постояннодействующих измерительных приборов по определению дебита скважин, как в прежние годы, так и в настоящее время (за рубежом каждая скважина, независимо от ее индивидуального и совместного подключения к системе сбора газа, имеет измеритель расхода) исключает возможность постоянно контролировать режим эксплуатации скважин при их подключении в общий коллектор.
В случае отклонения от проектных решений по сбору газа на промысле, прежде всего следует исходить из того, насколько при изменении схемы сбора изменились основные параметры скважины и системы обвязки, т.е. дебиты, давления и температуры, в какой степени эти изменения отразились на режиме эксплуатации скважин и выходных давлениях и температурах шлейфов (коллекторов), как эти изменения отразились на работе сепараторов, теплообменников, абсорберов и т.д., как эти изменения будут влиять на режим эксплуатации системы «скважина-УКЛГ» на поздней стадии разработки залежи.
При анализе состояния сбора газа одним из обязательных условий является оценка термобарических параметров шлейфов и коллекторов, т.е. изменения выходных давлений и температур при обводнении скважин или при естественном увеличении влагосодержания газа на поздней стадии разработки. Поэтому при анализе системы сбора газа на промысле следует не только констатировать факт использования других труб, отличающихся от проектного диаметром и длиной, а также количеством газа, транспортируемым по этим трубам, но и рассчитать ожидаемые в новых условиях потери давления в системе сбора с учетом наличия жидкости в потоке, изменения шероховатости труб в процессе их эксплуатации, увеличения жидкости при обводнении скважин и других факторов.
По данным анализа состояния сбора газа с учетом изменений в системе сбора и проведенных расчетов для выяснения, к чему приведут эти изменения с увеличивающимися тенденциями роста количества жидкой фазы в потоке, следует разработать рекомендации по ожидаемым изменениям термобарических параметров газа на входе в УКПГ. Исходя из этих расчетов и рекомендаций, должны быть установлены новые условия осушки и очистки газа на промысле и сроки ввода дожимных компрессорных станций.
Анализ работы принятой схемы подготовки газа
При разработке газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений, хак правило, используют три принципа подготовки газа:
— низкотемпературная сепарация — НТС,
— абсорбционный способ осушки газа;
— адсорбционный способ осушки газа.
Положительные и отрицательные черты каждого из этих способов рассмотрены в разделе 14 по проектированию разработки месторождений углеводородов В данном разделе рассматриваются основные параметры каждого из этих способов подготовки на примере одной технологической линии. Исходя из изложенного выше, следует:
— при анализе работы системы подготовки газа методом низкотемпературной сепарации изучить проектные и фактические параметры сепараторов I и II ступеней, теплообменника, разделителей, системы ингибирования и утилизации, получаемых продуктов разделения;
— при анализе работы абсорбционной системы осушки газа изучить проектные и фактические параметры абсорбера, десорбера, нагревателей, холодильников, сепараторов для улавливания уносимых жидких сорбентов — ДЭГ или ТЭГ и продуктов испарения в десорбере, концентрации и количества впрыскиваемых сорбентов, пропускных способностей абсорбера и десорбера и т.д.;
— при анализе работы адсорбционной системы осушки газа щучить фактические параметры адсорбера с адсорбентами и сравнить их с проектными, первичных сепарато-ров-каплеотбойников, подогревателя перед подачей газа в колонну с режимом десорбции охлаждения и сепарации продуктов десорбции, продолжительность цикла адсорбции и десорбции, активность сорбентов, пропускные способности колонн, потери давления в адсорбере и т.д.
При анализе работы всех перечисленных выше способов подготовки газа особое внимание должно быть уделено:
— соблюдению проектных решений по производительности, давлению и температуре каждой технологической линии и нарушению режима отдельных линий при ремонт-но-профилактических работах на одной го них;
— увеличению объема влаги в составе добываемой продукции в процессе разработки;
— снижению давления и увеличению скорости с момента ввода ДКС.