- •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. Выбор рационального варианта разработки газовых и газоконденсатных месторождений. Существующие методы оценки рациональности вариантов разработки.
Технико-экономические показатели разработки устанавливаются по всем рассмотренным в проекте вариантам. Результаты, полученные при этом, сравниваются с результатами базового варианта. Выбор базового варианта зависит в основном от проектировщика. Так, например, при разработке газоконденсатных месторождений в качестве базового варианта можно принять вариант разработки месторождения без поддержания пластового давления, при котором потери конденсата будут максимальными. В то же время при этом варианте не потребуется строительство компрессорных станций для обратной закачки газа в пласт, не бурятся нагнетательные скважины для закачки газа, не строятся внутрипромы-словые трубопроводы для обвязки компрессорных агрегатов с нагнетательными скважинами, не расходуются деньги на приобретение оборудования для повышения давления отсепарнрованного газа, на материалы, на эксплуатационные расходы и т.д. Можно согласиться в целом с общими принципами оценки целесообразности применения способа поддержания пластового давления сухим газом, при котором дополнительная добыча конденсата составит 25—35°/о по сравнению с добычей его при разработке залежи на истощение. Никогда и ни при каких способах разработки газоконденсатного месторождения невозможна 100-процентная добыча конденсата, т.е. С5+, содержащегося в составе пластового газа. Это связано, как минимум, с двумя основными причинами
1. Запасы самого газа извлекаются неполносгью, и коэффициент газоотдачи пласта составляет от 0.80 до 0.95. Естественно, что остающийся в пласте газ содержит конденсат.
2. Для сравнительно полного извлечения конденсата необходимо примерно 2+3 объема сухого газа закачивать в пласт, т.е. примерно 2-3 цикла отбора-закачки запасов газа. Такие объемы закачки требуют больших затрат, что не всегда оправданно, если содержание конденсата в газе небольшое
Понятие «оптимальный вариант разработки» включает в себя не истинную сущность варианта, а в большинстве случаев диктуется заказчиком. Естественно, что проектировщик в состоянии, используя геолого-математические модели, найти оптимальный вариант разработки газовых и газонефтяных месторождений Такой вариант должен учесть необходимость максимального извлечения всех ценных компонентов, обеспечитъ сравнительно высокие темпы разработки месторождения, использовать имеющиеся коммуникации в районе расположения месторождения, ресурсы соседних и ближайших месторождений и т.д. Однако, как правило, заказчик исходит из его реальных возможностей по разбуриванию месторождения, реализации добываемой продукции, наличия газопроводов, перекачивающих агрегатов и других факторов, влияющих на темпы освоения месторождения. Так. например, при реальной возможности увеличения годового отбора газа из Астраханского месторождения по его запасам годовые отборы установлены меньше, чем на любом другом месторождении, что связано с болышим содержанием сероводорода в газе и отсутствием потребителя на серу.
Заказной вариант разработки месторождения часто является не самым экономическим вариантом. Он, как правило, ориентирован на разработку газовой шапки на истощение, т.е. на максимальные потери конденсата в пласте. Большинство нефтяных оторочек принято рассматривать как побочный, второстепенный объект, хотя первоочередным является решение вопроса о максимально возможной добыче нефти. Запасы конденсата и нефти должны прежде всего предолределитъ схему и последовательность разработки газонефтяного месторождения.
Очень существенным является рассмотрение вариантов разработки не только исходя из годового отбора газа и нефти из залежи или из отдельных ее объектов, но и рассмотрение вариантов с различными величинами депрессий на пласт или дебютов. Эти параметры предопределяют число и размещение скважин и влияют на расходы на сбор газа и нефти на промысле, на образования депрессионных воронок, на сроки ввода ДКС я на другие показатели.
Следует подчеркнуть, что проектировщик обязан установить в проекте наилучший по всем показателям вариант, показать эти результаты заказчику и сравнить заказной вариант со своим научно обоснованным вариантом и отметить положительные и отрицательные стороны заказного варианта.
При сравнительно близких технико-экономических показателях двух и более вариантов проектировщик должен рекомендовать вариант, который является технологически менее опасным и с более устойчивым показателем с позиции обводнения скважин, прорыва верхнего газа через нефтеносный интервал, величины депрессионной воронки и т.д.
Качество и количество представленных проектировщику исходных данных очень часто является основной причиной внесения коррективов в первоначально рекомендованный оптимальный вариант, в результате которых экономические показатели оказываются не самыми лучшими. Среди основных причин, ухудшающих экономические показатели рекомендованного варианта, следует выделить точность использованных при проектировании запасов, зональную активность вторжения в газовую залежь воды, появление существенных структурных и тектонических изменений в процессе доразведки месторождения
Часто оптимальные экономические показатели разработки ухудшаются по чисто техническим причинам, например, несвоевременным вводом в эксплуатацию новых участков залежи, дожимных компрессорных станций, обводнением значительного числа скважин в результате нарушения проектного режима эксплуатации