- •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.Осложнения эксплуатационных скважин на поздней стадии разработки: отложение солей, ремонтно-профилактические работы, обводнение и др.
Особенно часто встречаются случаи нарушения конструкции скважин, происходящие в период падающей добычи газа, когда пластовое давление становится значительно ниже гидростатического давления пласта.
Основной источник солей, поступающих в скважину, - пластовая вода, представляющая собой концентрированный рассол, а компонентами этого рассола являются Na, О, К, Са, Mg и др.В процессе эксплуатации скважин с выносом пластовой воды, в составе которой содержатся карбонаты кальция (кальцит - СаС03), сульфаты кальция (гипс -CaS04 • 2Н20), сульфаты бария (барит - BaS04), хлориды натрия (галит - NaCl), при изменении термодинамических условий и состава пластовой смеси происходит солеотложение. Отложение солей - одна из причин выхода оборудования скважин из строя. Отложение солей является причиной сужения проходного сечения труб и приводит к снижению давления, температуры и дебита скважин, нарушению режима работы системы пласт-УКПГ. Удаление образовавшихся отложений производится двумя способами - механическим и химическим: к механическому относятся разбуривание, рассверливание солей и использованием гидромониторов, к химическому - удаление гипса с помощью карбонатных, бикарбонатных реагентов и гидроокисей с последующим растворением продуктов реакции соляной кислотой, а также обработка комплексообразующими реагентами.
Обводнение скважин.Причины появления воды:
Наличие конуса подошвенных вод.
Краевые или пластовые воды.
«Чуждые» воды.
Следствия появления воды в скважине:
Возникновение вероятности того, что скважина может заглохнуть.
Резкое падение устьевого давления и дебита.
Возникновение необходимости утилизации пластовой воды.
Увеличение коррозии.
Отложение солей.
Методы борьбы с появлениями пластовой воды:
Ремонтно-изоляционные работы (РИР), которые заключаются в установках цементных мостов.
Гидрофобизация призабойной зоны, которая заключается в закачке химических реагентов в пласт для того, чтобы сделать его гидрофобными.
Способы подъёма жидкости на поверхность (удаления жидкости с забоя):
Поддержание скорости превышающей критическую на забое скважины. Если число Фруда превосходит 500, то вся жидкость вместе с газом удаляется. Критический дебит при этом определяется по следующей формуле . При этом дебите вся вода будет выноситься. Если выполняется условие , то скважина будет работать устойчиво.
Механические методы удаления. В этих методах используются летающие скребки или поршни.
Автоматические методы. Например, прибор «Ласточка-73».
Использование пенообразующих поверхностно-активных веществ. Пена подаётся дискретно в твёрдом состоянии в виде брикетов, или перманентно в жидком состоянии. Образование пен зависит от минерализации, наличия конденсата. Также требуются специальные ПАВ для разрушения пен на устье скважины. Количество ПАВ необходимое для удаления жидкости определяется по формуле , где - концентрация ПАВ; - объём жидкости, которое необходимо удалить; - количество активной массы. Количество растворителя , где - концентрация рабочего раствора; - плотность растворителя. Количество антифриза , - концентрация антифриза; - плотность антифриза.
Диспергирование жидкости в НКТ.
Установка глубинных насосов. При использовании глубинных насосов идёт периодическая откачка жидкости.
Г идравлический разрыв пласт – создание новых трещин или раскрытие естественных с помощью давления жидкости на забое.Для гидравлического разрыва пласта используется жидкость разрыва с невысокой вязкостью (до ). Для того чтобы трещина не сомкнулась, туда закачивается жидкость-песконоситель (загущённые реагентами конденсат, дизельное топливо, дегазированную нефть, водные растворы, эмульсии) с песчинками диаметром . Кроме песка применяют искусственно созданные материалы (пропанты), полимеры. Концентрация пропанта обычно составляет . Последней в образовавшуюся скважину закачивается продавочная жидкость (углеводородные жидкости, конденсат, дизельное топливо).Применяются простой гидравлический разрыв или поинтервальный гидравлический разрыв:
При простом гидравлическом разрыве закачивается 15-20 тонн песка, при массированном гидравлическом разрыве закачивается до 150 тонн песка.
Горное давление . Если , то создаётся горизонтальная трещина. Если , где - горизонтальная составляющая, которая определяется коэффициентом Пуассона, то создаётся вертикальная трещина.
На основе этих исследований создана методика расчёта, которая позволяет определить радиус трещины, ширину её раскрытия и проницаемость.
Д ля того чтобы создать направленный гидравлический разрыв используется пескоструйная перфорация.