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?

---

---

Смотрите также файлы

• Программа среднего профессионального образования 46. 02. 01 Документационное обеспечение управления и архивоведение Дисциплина Правовое обеспечение профессиональной деятельности Практическое занятие 5.doc

• Тема Тип урока.doc

• Контрольные вопросы к разделу 1 Подземный ремонт скважин. Межремонтный период глушения.docx

• Контрольная работа на тему Противодействие или борьба с коррупцией по учебной дисциплине Антикоррупционная культура.docx

• Бухгалтерский учет выполняет следующие функции.doc