- •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.
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.
Принцип подготовки газа на промысле решается проектом разработки месторождения. Способ подготовки газа зависит от состава газа, климатических условий местонахождения залежи и от термобарических параметров пласта.
-Если залежь газоконденсатная, то способ подготовки должен быть НТС.
-Если залежь газовая, то способ подготовки газа может быть абсорбционный или адсорбционный. Отсутствие конденсата в газе позволяет осуществлять практически без потерь абсорбента десорбции.
-Если в составе газа сероводород, то подготовка газа осуществляется промыслово-заводскими способами.
- Если температура газа высокая, то подготовка газа осуществляется на промысле и на головных сооружениях с использованием способов абсорбции.
Для сбора и подготовки газа необходимы:
1. Число и размещение скважин
2. Состав добываемой продукции
3. Давление и температура газа на устье скважин
4. Дебиты скважин.
Для сбора газа необходимо при имеющейся схеме размещения определить оптимальный вариант, обеспечивающий минимальные металлозатраты н потери давления в шлейфах и коллекторах, а также оптимальное размещение УКПГ. Выбранный способ подготовки газа на промысле должен обеспечить отраслевой стандарт на газ поставляемый в магистральный газопровод. Для обеспечения условий стандарта требуется такой способ подготовки, который при данных климатических условиях обеспечивает отраслевой стандарт на качество газа.
Низкотемпературная сепарация газа. Применяется, если в составе газа имеется конденсат. Принципиальная схема НТС показана на рисунке.
П рименяемые сепараторы могут быть гравитационные и циклонные
Абсорбционный способ промысловой подготовки газа. Применяется на газовых месторождениях Ямбургское, Уренгойское, Заполярное и др. принципиальная схема способа показана на рисунке
Э тот способ осушки газа осуществляется с использованием глубокой (в большинстве случаев диэтиленгликоля). Основные параметры диэтиленгликоля и триэтиленгликоля следующие:
ДЕГ-а - молекулярная масса 106,12; относительная плотность ρ=1,116; температура кипения Тк=244,8; температура замерзания Т,= -8°С; вязкость μ=35,7;
ТЭГ-а - МК=150,18 ;ρ=1,126; ТК=278,3°С; Т3=-7,2°С; μ=47,8.
Адсорбционный способ осушки газа применяется в редких случаях и поэтому излагается в ограниченном объеме.
Преимущество этого способа заключается в обеспечении самой низкой температуры точки росы.
В качестве адсорбера используют бокситы, активированный уголь, силикагели, целлиты (молекулярные сита). К основным параметрам адсорбера относятся продолжительность цикла, пористость адсорбента, количество адсорбента, минимально необходимая высота адсорбента, скорость движения газа, потери давления в адсорбере и др.
Расчетный срок работы загрузки 2 года. Температура точки россы Тр=-35°С. Продолжительность цикла 35 часов.