Практическое занятие № 2.
«Факторный анализ причин отклонения фактической добычи нефти от проектной»
|
Вопрос
|
Ответ
|
1. Перечислить основные факторы, влияющие на величину годовой добычи нефти?
|
в качестве факторов влияющих на уровень добычи нефти ( ) выделяется дебит по жидкости ( ), обводненность ( ), коэффициент эксплуатации ( ) и среднедействующий фонд скважин ( ).
Данные величины связаны следующей формулой:
На объемы добываемой нефти влияют физические, экономические, политические, геолого-технологические факторы, а также ряд факторов случайного характера, включая военные действия в регионах добычи нефти ураганы, забастовки, международные санкции и др.(может быть и такой ответ)
|
2. Принятая в РФ последовательность составления проектно-технологической документации?
|
Проект пробной эксплуатации (ППЭ) месторождения / залежи
|
Технологическая схема разработки (ТСР)
|
Технологический проект разработки(ТПР)
|
Дополнения к проектным документам
|
ТСР и ТПР составляются для месторождения в целом, но для крупных месторождений можно составлять отдельно для каждого ЭО
Основные части ПТД.
1) Геологическая часть проектных технологических документов
2) Технологическая часть проектных документов
3) Постоянно действующие геолого-технологические модели
4) Техническая часть проектных документов
5) Экономическая часть
6) Охрана недр и окружающей среды (ВОЗМОЖНО ТАКОЙ ОТВЕТ)
|
3. Какие виды проектно-технологической документации имеют ограничение по времени их использования?
|
Категория месторождения
|
Срок действия ППЭ*
|
< 5 ЭО
|
> 5 ЭО
| |
|
Очень мелкие и мелкие
|
Не более 3 лет
|
Не более 5 лет
|
Средние
|
Не более 5 лет
|
Не более 7 лет
|
Крупные и уникальные
|
Не более 7 лет
|
ППЭ – ограничен
ТСР – не имеет ограничений
ТПР – не имеет ограничений
|
4. Что является основой для составления ПТД? Какая основная величина берется для проектирования и что обосновывается в ПТД?
|
Проект пробной эксплуатации (ППЭ) месторождения / залежи, Технологическая схема разработки (ТСР), Технологический проект разработки(ТПР).
Основная величина – это геологические запасы месторождения.
Основные части ПТД.
1) Геологическая часть проектных технологических документов
2) Технологическая часть проектных документов
3) Постоянно действующие геолого-технологические модели
4) Техническая часть проектных документов
5) Экономическая часть
6) Охрана недр и окружающей среды
ПТД – эта паспорт месторождения, там указаны все ключевые моменты
|
5. Перечислить основные причины, по которым необходимо пересоставление ПТД?
|
Новый ПТД составляется в следующих случаях:
- истечения срока действия предыдущего ПТД или завершения выработки запасов углеводородного сырья по действующему ПТД и необходимости применения на месторождении новых методов дополнительного извлечения запасов;
- существенного изменения представлений о геологическом строении эксплуатационных объектов на основании материалов, полученных при их разбуривании и разработке:
- изменения в выборе эксплуатационных объектов:
- необходимости совершенствования системы разработки;
- необходимости совершенствования реализуемой технологии воздействия на продуктивные пласты;
- отклонения уровня фактической годовой добычи углеводородов по месторождению от проектной сверх допустимых значений;
- необходимости изменения объемов и динамики отборов углеводородов из месторождения, обусловленной изменением конъюнктуры рынка сбыта.
|
6. Как обозначаются категории геологических запасов на этапе составления ППЭ и ТСР (ДТСР, ПР, ДПР)?
|
|
7. В чем разница между геологическими и извлекаемыми запасами УВС?
|
|
8. Какова сумма факторов в абсолютном и процентном выражении?
|
В абсолютном выражении сумма всех найденных значений по четырем факторам равна разнице между фактической и проектной добычей нефти. В процентном – 100%
|
9. Каким образом происходит оперативный учет запасов УВС?
|
|
10. При достижение какого условия при реализации ТСР (ДТСР) можно составлять технологический проект разработки?
|
ТПР составляют после завершения бурения 80 % проектного фонда скважин для месторождений с запасами категории А > 75%
|
Практическое занятие № 3.
«Оценка эффективности системы ППД»
|
Вопрос
|
Ответ
|
1. Охарактеризовать площадные системы разработки?
|
|
2. Охарактеризовать рядные системы разработки?
|
|
3. Чем отличается классическая трехрядная треугольная система размещения скважин от «тюменской сетки»?
|
|
4. Что такое плотность сетки скважин и как она связана с расстоянием между скважинами в равномерных сетках?
|
|
5. Чем определяется интенсивность системы разработки, какие системы разработки наиболее интенсивны среди площадных и рядных систем разработки?
|
|
6. Что такое блочно-квадратные системы разработки? Какие мероприятия по повышению нефтеотдачи наиболее удобно на них реализовывать?
|
|
7. Какие системы разработки трансформируются в более интенсивные системы без бурения дополнительных скважин?
|
|
8. Применимо ли понятие плотности сетки скважин к залежам, которые разбурены горизонтальными скважинами?
|
|
9. Как связаны между собой соотношение скважин в системе разработки и соотношение дебита жидкости к приемистости?
|
|
10. Основная цель(и) системы ППД?
|
|
11. Чем текущая компенсация отбора жидкости закачкой отличается от накопленной?
|
|
12. Как соотносятся средний дебит жидкости и приемистость в той или иной системе разработки для обеспечения 100 % компенсации?
|
|
13. Как экспертно оценить эффективность системы разработки залежи представленной ЧНЗ?
|
|
14. Как экспертно оценить эффективность системы разработки залежи представленной ВНЗ с контактными запасами?
|
|
15. Какие режимы дренирования залежи Вам известны?
|
|
16. Что такое средневзвешенное пластовое давление в зоне отбора и в зоне закачки и как они соотносятся с величиной средневзвешенного пластового давления по залежи в целом?
|
|
16. В чем принципиальные отличия на начальном этапе разработке и на поздней стадии разработки?
|
|
17. Почему традиционного применяемая система воздействия на нефтяную залежь (классическая система ППД реализующая фронтальное вытеснение нефти) на заключительной стадии разработки становится неэффективной?
|
|
Практическое занятие № 4.
«Оценка эффективности системы ППД»
|
Вопрос
|
Ответ
|
1. Перечислить основные задачи в нефтепромысловой практике, решаемые с помощью характеристик вытеснения.
|
|
2. Виды моделей вытеснения, какие основные параметры в них имеют функциональную связь?
|
|
3. Для каких целей используют дифференциальные модели (кривые падения)?
|
|
4. Применение дифференциальных моделей при заводнении.
|
|
5. Для чего используются интегральные модели (характеристики вытеснения), при какой обводнённости допустимо применение ХВ для оценки КИН?
|
|
6. Каким образом из множества ХВ выбрать ту, которая адекватно описывает конкретную скважину, участок, эксплуатационный объект?
|
|
7. Что такое базовый интервал? Как он выбирается?
|
|
8. Что такое функционал эмпирического риска и как его минимизировать?
|
|
9. Что такое невязка и как она влияет на выбор модели?
|
|
10. Что под собой подразумевает «обучение» модели?
|
|
11. Что такое интервал обучения и интервал экзамена, какова их длинна?
|
|
12. Как оценить технологический эффект от проведенного ГТМ в скважине?
|
|
14. Что такое «базовая» добыча?
|
|
15. С какой целью необходим перевод интегральных показателей в дифференциальные при оценке технологического эффекта от ГТМ?
|
|
16. Как определить время технологического эффекта?
|
|
Скачать 383.38 Kb.