- •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.Оптимальные конструкции горизонтальных скважин и методы их обоснования.
В основу выбора конструкции горизонтальных скважин для освоения газовых месторождешгй должны быть заложены два главных условия:
герметичность и устойчивость колонны, вскрытие пласта,
обеспечение ожидаемых дебитов с минимальными потерями давления в стволе и выносом примесей в составе добываемой продукции
К конструкции скважины относятся фонтанная арматура, колонная головка, обсадные и фонтанные трубы, фильтровая часть, клапана ингибиторный, циркуляционный, отсекатель, пакер, хвостовик. Эти элементы обосновываются с позиции эксплуатационных характеристик скважины. С позиции герметичности и устойчивости скважин элементы, входящие в понятие «конструкция скважины», обосновываются специалистом по бурению, исходя из геологических особенностей разреза.
При обосновании конструкции эксплуатационных газовых и газоконденсатных горизонтальных скважин необходимо учесть
— геологические особенности разреза горных пород в районе расположения ме сторождения.
—наличие водоносных пластов в разрезе;
наличие подошвенной воды (нефтяной оторочки).
устойчивость коллекторов в пределах этажа газоносности.
наличие в составе газа коррознонно-активных компонентов: СО2, H2S, ртути и др.
величину пластового давления;
продуктивность газоносных коллекторов;
однородность продуктивного разреза и последовательность залегания высоко- и низкопроницаемых пропластков и гидродинамическую связь между ними;
— наличие многолетних мерзлых слоев в окружающей ствол скважины среде;
— содержание конденсата в газе —обоснование радиуса кривизны для перехода ствола от вертикального к горизонтальному положению
обеспечение выноса примесей из затрубного пространства к башмаку фонтанных труб и далее по этим трубам до устья скважины
При этом необходимо обосновать работоспособность участка от башмака фонтанных труб до торца скважины, решить вопрос о центрации положения фонтанных труб, распределении давления в пласте в зависимости от конструкции скважины и т.д.
Заколонное пространство всех колонн цементируется практически до устья. Герметичность газовых и газоконденсатных скважин является обязательным условием для их принятия в эксплуатационный фонд. Устойчивость и герметичность скважин существенно зависят от наличия многолетних мерзлых грунтов. Наличие мерзлоты значительной толщины в северо-восточных районах Российской Федерации снижает устойчивость технических, промежуточных и эксплуатационных колонн и скважины в целом в результате растепления прискважинной зоны в процессе ее эксплуатации. Как правило, температура потока газа в стволе скважины намного выше температуры мерзлых пород, окружающих ствол. Поэтому происходит оттаивание прискважинной зоны, что приводит к нарушению цементирующей связи между цементным камнем и мерзлыми породами. В результате ствол скважины оказывается оторванным от горных пород. Избежать этого явления можно только путем создания и использования хорошо теплоизолированных технических, промежуточных и эксплуатационных колонн. Поэтому в настоящее время во избежание вибрации устья газовых скважин используют цементный раствор для их крепления на «бункере»
С позиции технологии добычи газа наличие мерзлоты в определенной степени обуславливает необходимость ингибирования скважин против гндратообразования. С нали-чием мерзлоты до сравнительно больших глубин связана низкая температура газа в пласте Проходя через зоны мерзлоты толщиной до 1300 м, с учетом снижения температуры и за счет создания депрессии на пласт газ приобретает практически отрицательную температуру у устья скважины.