Содержание
- 2. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ И КОНДЕНСАТА Состав природных газов углеводороды неуглеводороды инертные газы алканы CnH2n+2 цикланы
- 3. Фазовые состояния углеводородов сухой газ жидкие (сжижаемые, сжиженные) углеводород-ные газы. бензиновая фракция твердые Метан (СН4), этан
- 4. Классификация природных газов добываемые из чисто газовых месторождений добываемые вместе с нефтью добываемые из газоконденсатных месторождений
- 5. ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ Парциальные параметры Парциальное давление компонента смеси pi - давление, которое он бы имел при
- 6. Параметры газовых смесей плотность газа в нормальных условиях ρст= М/22.41, кг/м3 ; относительная плотность -ρ -
- 7. Критические и приведённые термодинамические параметры Критическим состоянием называется такое состояние вещества, при котором плотность вещества и
- 8. Определение критических параметров смеси pкр=∑(Pкрi xi) , Ткр =∑(Tкрi xi) давление в кгс/см2 - температура в
- 11. Уравнения состояния природных газов Уравнением состояния называется аналитическая зависи-мость между термодинамическими параметрами, описываю-щими поведение вещества. Совершенный
- 12. Обобщенное уравнение состояния р=z ρR T Коэффициент сверхсжимаемости z является функцией приведенных значений давления рпр, температуры
- 14. Многопараметрические зависимости p=f(a1,…, an, v, T) Зависимость - Редлиха Квонга р=R Т/(v-b)-a/[T0.5 v (v+b)], где a=0.4275
- 15. где А=а(Т)р/(R2 T2); B=p b/(R T). Область использования: р Выбор z: z газовой фазы соответствует наименьший
- 16. Аппроксимация Платонова-Гуревича Формулы Хенкинсона, Томаса и Филлипса Область использования - р Погрешность формулы: меньше 1% при
- 17. Физико-химические и теплофизические свойства природных газов
- 18. Вязкость Вязкость - свойство жидкостей и газов, характеризующих сопротивляемость скольжению или сдвигу одной их части относительно
- 19. Природа вязкости газов и жидкостей Присутствие неуглеводородных компонентов в газе повышает вязкость природного газа. С ростом
- 20. Теплоёмкость Теплоемкость С - это количество теплоты, необходимое для нагревания единицы массы или объема вещества на
- 21. При изобарическом процессе молярная теплоёмкость неуглеводородных компонентов природных газов (азота, углекислого газа, сероводорода) равна примерно половине
- 22. Дросселирование газа. Коэффициент Джоуля-Томсона Дросселирование - расширение газа при прохождении через дроссель - местное сопротивление (вентиль,
- 23. Изменение температуры газа в процессе изоэнтальпийного расширения при значительном перепаде давления на дросселе называется интегральным дроссель-эффектом.
- 24. Поверхностные явления при движении жидкой и паровой фаз в пористой среде. Причиной возникновения на границах контакта
- 25. Работа обратимого, изотермического образования единицы новой поверхности раздела фаз при постоянстве давления называется поверхностным натяжением (ПН)
- 26. Опасные свойства природного газа Токсичность Взрываемость. Температура воспламенения природных газов тем меньше, чем выше молекулярная масса.
- 27. С повышением давления смеси значительно возрастают пределы ее взрываемости. При содержании инертных газов (азот и др.)
- 28. Гидратообразование Гидраты - твердые соединения углеводородов с водой Влияние неуглеводородных компонент и свойств природного газа на
- 29. ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ДОБЫЧИ ГАЗА
- 30. Методы определения типа залежи 1. По составу углеводородов и относительной плотности а) Газовые - нет тяжелых
- 31. 2. По Коратаеву (отношению содержаний изо-бутана i-С4Н10 к нормальному бутану n-C4H10) а) Газовые - i-С4Н10 /
- 32. 3. По фазовому состоянию пластовой смеси
- 33. Распределение давления в месторождениях и газовых скважинах
- 34. Определение пластовых давлений Горным называется давление, создаваемое весом залегающих над газом пород Ргор=0.1γпL При ориентировочных расчётах
- 35. Определение забойного давления по давлению на устье для остановленной скважины Исходные уравнения: Уравнение статического равновесия dp=g.ρ.
- 36. Определение забойного давления в работающей газовой скважине Исходные уравнения: Уравнение движения dp/dL+ρ .(dz/dL)+2.λρw2/DT=0 Уравнение состояния ρ
- 37. Общий вид формулы где s=0.03415ρL / (Тср.zср) ; Коэффициент гидравлического сопротивления λ Коэффициент гидравлического сопротивления λ
- 38. Число Рейнольдса - параметр,определяющий отноше-ние инерционных сил к вязкостным К - температурный коэффициент, равный 1910 при
- 39. В области автомодельности для труб диаметром 63мм значения λ колеблется в пределах 0.01 - 0.02 и
- 40. Определение забойного давления в газоводяных и газоконденсатных скважинах Структуры течения газожидкостных смесей В зависимости от размеров
- 41. Пузырьковая структура характеризуется течением пузырьков газа, имеющих средний диаметр, значительно меньший диаметра ствола скважины в потоке
- 42. Определение давления в работающей газожидкостной скважине Исходные уравнения законы сохранения двухфазного потока при пренебрежении: изменением количества
- 43. Распределение температуры в месторождениях
- 44. Изменение температуры по глубине горных пород и в простаивающей скважине Характерные температурные слои, их толщина и
- 45. Многолетняя мерзлота: 1. Слой сезонного оттаивания и промерзания ( h до 5м). Изменение температур от плюсовых
- 46. Распределение температуры в стволе работающей скважины. Образование гидратов в скважинах
- 47. Изменение температуры без зоны многолетней мерзлоты ΔТ – падение температуры газа в призабойной зоне вследствие дроссель-эффекта
- 48. G - весовой расход газа; τ - время работы скважины с начала её эксплуатации; Сп -
- 49. Геотермический коэффициент - 0.015 − 0.09град/м. Определяется экспериментально. Теплоёмкость горных пород - 75.4 - 83.9 Дж/К
- 50. Изменение температуры при наличии зоны вечной мерзлоты 1. Определяют распределение температуры от забоя до зоны вечной
- 51. Образование гидратов в скважинах 1. Регулированием дебита можно изменять температуру образова-ния гидратов, т.к. с увеличением дебита
- 52. Давление на устье р, температу-ра газа на устье Т и равновесная температура образования гидратов изменяются в
- 53. Место выпадения гидратов в скважинах определяют по точкам пересечения равновесных кривых образования гидратов и изменения температур
- 54. Определение расположения газоводяного контакта (ГВК)
- 55. Физические основы ГВК Газоводяной контакт представляет собой поверхность толщиной обычно в несколько метров. Характер этой поверхности
- 56. Способы определения ГВК Поэтапное опробывание снизу вверх Данные геофизических методов Получен одновременно приток газа и воды
- 57. Вскрыт большой интервал пласта, включающий ГВК прямые методы 1. Акустические исследования в работающей скважине с помощью
- 58. Вскрыт большой интервал пласта, включающий ГВК расчетные методы 1. Приближенный метод расчета уровня ГВК, в случае
- 59. Гидростатический метод определения ГВК Исходные соотношения: рк= 10-6ρвgL , рк = руеS Приравнивая данные формулы и
- 60. Метод Савченко Горизонтальный ГВК Для газовой скважины (Г) рк=рпл+10-6ρгg l1; для водяной скважины (В) рк=рпл−10-6ρвg l2
- 61. Режимы работы газовых залежей
- 62. Определение и виды режимов Под режимом газовой залежи или режимом работы пласта понимают проявления доминирующей формы
- 63. Определение режима работы залежи Исходное уравнение - уравнение материального балланса: ; G - количество газа G
- 64. Допущения: - для газовых месторождений R# const – для конденсатных месторождений ГАЗОВЫЙ РЕЖИМ Ωв=0; Ωн=Ω=const ГАЗОВОДОНАПОРНЫЙ
- 65. газовый режим dα/dt>0 (α - растет) - газоводонапорный режим, приток газа из других горизонтов dα/dt Для
- 66. Если в зависимости (2) не учитывать коэффициент сжимаемости, то значение α не является постоянным, а увеличивается
- 67. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ
- 68. Виды запасов потенциальные Q извлекаемые QИ Коэффициент газоотдачи Q0 − остаточный запас газа в пласте; р0
- 69. МЕТОДЫ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ объёмный по падению давления Объемным методом можно пользоваться на любой стадии разведки и
- 70. Подсчет потенциальных (пластовых) запасов газа объемным методом Запас газа в элементе газоносного пласта объемом dV, приведенный
- 71. Подсчет запасов газа по падению давления Основан на использовании уравнения материального баланса (2), в котором для
- 72. СИСТЕМЫ КОМПЛЕКСНОЙ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
- 73. Основные периоды разработки газовых и газоконденсатных месторождений по добычи нарастающей постоянной падающей по технологии бескомпрес-сорный компрессорный
- 74. периоды разработки по добыче характеризуется разбуриванием и обустройством месторождения продолжается до эконо-мической целесообраз-ности добуривания скважин и
- 75. периоды разработки по технологии Переход от бескомпрессорной к компрессорной эксплуатации определяется технико-экономическими показателями и заданным темпом
- 76. Системы поддержания пластового давления (ППД) закачка в пласт сухого газа, добытого из той же залежи (сайклинг-процесс)
- 77. СИСТЕМА РАЗРАБОТКИ ГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ комплекс технических мероприятий по управлению процессом движения газа конденсата и воды в
- 78. Равномерные системы размещения скважин по площади газоносности месторождений природных газов Геометрически равномерная сетка скважин обеспечивает равномерное
- 79. Батарейные системы размещения скважин по площади газоносности месторождений природных газов Применяют при разработке газоконденсатных месторождений с
- 80. Сводовые и неравномерные системы размещения скважин по площади газоносности месторождений природных газов обусловлено рядом организационно-технических и
- 81. Особенности разработки и эксплуатации нефтегазоконденсатных месторождений
- 82. Особенности разработки и эксплуатации многопластовых газовых месторождений Необходимо рассматривать очередность разработки отдельных пластов, распределение отборов, возможности
- 83. Системы разработки многопластовых газовых месторождений сверху – вниз снизу — вверх Одновременная система разработки верхних и
- 84. Разработка снизу — вверх Применяется: для первого вида многопластовых месторождений, т. е. когда запасы газа в
- 85. Одновременная система разработки верхних и нижних горизонтов Может быть осуществлена как раздельной эксплуатацией скважин с каждого
- 86. Особенности разработки и эксплуатации газоконденсатных месторождений 1) возможность выпадения конденсата в пласте, стволе скважин и наземных
- 87. Газоконденсатные месторождения могут разрабатываться без искусственного поддержания пластового давления (на истощение, как чисто газовые месторождения) или
- 88. до 85% конденсата Разработка газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления закачка сухого (отбензиненного) газа в пласт
- 89. При расчете процесса разработки газоконденсатной залежи методом обратной закачки газа в пласт опреде-ляют следующие показатели: продолжительность
- 90. Разработка газоконденсатных месторождений без поддержания давления (на истощение) Достоинства: одновременная добыча газа и конденсата, высокий коэффициент
- 91. Разработка газоконденсатонефтяных месторождений Цель разработки: обеспечить наиболее высокие коэффициенты конденсатонефтеотдачи. Варианты разработки Газоконденсатная зона разрабатывается на
- 92. 3. Газоконденсатная зона до извлечения основных запасов нефти находится в консервации и не эксплуатируется Преимущество: в
- 93. 6. Нефтяная зона разрабатывается одновременно с применением сайклинг-процесса в газоконденсатной части залежи. После извлечения основных запасов
- 94. Перспективные методы, обеспечивающие высокие коэффициенты извлечения запасов нефти и конденсата 1. Превращение нефтяной оторочки в газоконденсатное
- 95. 3. Многократная прокачка (до 10 и более объемов) сухого газа через пласт 4. Закачка жидкого газа
- 96. Методы увеличения компонентотдачи газоконденсатнах месторождений Коэффициентом объемной компонентоотдачи называется отношение объема, извлеченного из пласта компонента Qд
- 97. Коэффициент газоотдачи Физические и геологические факторы, влияющие на коэффициент газоотдачи; 1) режим эксплуатации месторождения; 2) средневзвешенное
- 98. Коэффициент газоотдачи уменьшается : с уменьшением пористости и газонасыщенности и ростом проницаемости; с увеличением макро- и
- 99. Коэффициент конденсатоотдачи Основные физические параметры, влияющие на коэффициент конденсатоотдачи: метод разработки месторождения (с поддержанием или без
- 100. Методы увеличения газоотдачи Коэффициент газоотдачи можно увеличить: для газового режима уменьшением средневзвешенного давления в залежи рк;
- 101. Методы увеличения конденсатоотдачи в пласте не происходит явление обратной конденсации углеводородной жидкости Без ППД ППД испарение
- 102. ГАЗОГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ (ГДМ) ИССЛЕДОВАНИЯ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН Гидродинамические методы исследования основаны на решении
- 103. Задачи исследования газовых и газоконденсатных пластов и скважин Получение исходных данных для: подсчета запасов газа, проектирования
- 104. Классы ГДМ в зависимости от времени стационарные нестационарные При установившихся режимах фильтрации При неустановившихся режимах фильтрации
- 105. Подготовка скважины к газо - гидродинамическим исследованиям 1. освоение скважины, не допуская при этом образова-ния на
- 106. Газогидродинамические исследования скважин при установившихся режимах метод установившихся отборов базируется на связи между установившимися забойными (устьевыми)
- 107. Параметры, определяемые в методе установившихся отборов зависимость дебита газа от депрессии на пласт и давления на
- 108. Методика проведения испытаний газовых скважин 1. Составляется подробная программа испытаний, подготавливаются соответствую-щие приборы и оборудование (диафрагменный
- 109. Способы обработки индикаторной кривой Уравнение притока Δ р2= р2пл – р2з =аQ+bQ2 Приведённый радиус влияния скважины
- 110. Обработка при установившихся режимах Зависимость Δр2пл от Q не линейна (кр. 1), поэтому её линеаризуют путем
- 111. Порядок расчета: zср = 1 и определяем Qсв. ор . Затем находим забойное дав-ление, соответствующее этому
- 112. Расчет свободного дебита Критическое истечение РУ >1ата для метана - wкр=400м/с; для этана -287м/с; для пропана
- 113. Абсолютно-свободный дебит Абсолютно-свободный дебит – это дебит, который бы давала бы совершенная скважина при давлении на
- 114. Обработка при неизвестном пластовом давлении (исследование скважин без их остановки) Область использования периоды восстановления забойного давления
- 115. Исследование скважин с длительным периодом стабилизации забойного давления и дебита Области применения Для скважин, вскрывших низкопродуктивные
- 116. Изохронный метод При каждом режиме скважина эксплуатируется одно и тоже время tp, но время установления различно
- 117. Ускоренно-изохронный метод Исследования на каждом режиме проводятся так же, как и в изохронном методе, с одинаковым
- 118. Экспресс-метод Время tp работы и простаивания скважин между сменой режимов tв одно и тоже (20-30 мин).
- 119. Метод монотонно-ступенчатого изменения дебитов. 1. Перед исследованием скважина работает на одном режиме с полной стабилизацией давления
- 120. Метод монотонно-ступенчатого изменения дебитов. Методика обработки рз,0 – значение забойного давления в момент времени t0. 1.
- 121. При обработке индикаторных кривых следует обратить внимание на: наличие в разрезе пропластков с различными пластовыми давлениями;
- 122. Влияние изменения свойств газа и пористой среды от давления на коэффициенты фильтрационных сопротивлений (форму индикаторной кривой)
- 123. Учет реальных свойств газа Причины необходимости учета реальных свойств газа Изменения давления и температуры на режимах
- 124. Влияние изменения ёмкостных и фильтрационных свойств пласта (m, k, l) от давления на форму индикаторных кривых
- 125. Уравнение притока в условиях изменения μ,z,k и l от давления а* и b* идентичны соотношениям для
- 126. Коэффициенты а и b увеличиваются с ростом дебита и индикаторная линия в координатах Δр2/Q от Q
- 127. Отношение дебитов скважины с пробкой и без пробки Допущение: проницаемость пробки kпр равна проницаемости пласта k
- 128. Изменение индикаторной кривой при разрушении пробки (очищении призабойной зоны) По мере уменьшения высоты пробки с ростом
- 129. Влияние стабилизации забойного давления и дебитов на форму индикаторной кривой Влияние не полной стабилизации на исследования
- 130. Изменение вида индикаторной кривой Индикаторная кривая имеет выпуклость к оси Δр2/Q. Выпуклость значительна только при большом
- 131. Влияние включения новых интервалов в процессе исследования скважин на форму индикаторной кривой Вид ИК при вскрытии
- 132. Исследования скважин при нестационарных режимах фильтрации
- 133. нарастания (восстановления) забойного давления (КВД) после остановки скважины; стабилизации давления и дебита (КСД) после пуска скважины;
- 134. проводимость kh= kh/μ; проницаемость k не только призабойной зоны, но и удаленных от скважины участков пласта;
- 135. Методы снятия и обработки кривых нарастания забойного давления (КВД)
- 136. Методы обработки КВД от темпа нарастания давления после остановки скважины, наличия соседних скважин и расстояния между
- 137. БЕСКОНЕЧНЫЙ ПЛАСТ Значительное время работы скважины - Т≥ 20 t t- время восстановления давления, Т -
- 138. Определение параметров пласта Из прямой находятся коэффициенты: α-равный отрезку, отсекаемом на оси ординат, и β -
- 139. Незначительное время работы скважины - Т В координатах р2з - lg t конечный участок КВД нелинеен
- 140. КОНЕЧНЫЙ ПЛАСТ В координатах р2з - lg t конечный участок КВД нелинеен Используемая зависимость α1=lg(1,11β); β1=2,51
- 141. Определение пластового давления
- 142. Бесконечный пласт 1. Время эксплуатации велико Т≥20t Пластовое давление определяют экстраполяцией прямолинейного участка до lgt=lgT. В
- 143. 2. Время эксплуатации мало Т Пластовое давление получается путём экстраполяции прямоли-нейного участка до При этом р2з(t)=
- 144. Конечный пласт 1) КВД строят в координатах 2) Определяют β и р*2з в точке lg(T+t) /
- 145. Влияние различных факторов на форму КВД
- 146. Факторы, искажающие форму начальных участков КВД 1. Наличие притока газа в скважину после её закрытия на
- 147. 3. Запаздывание закрытия скважины на забое по сравнению с началом отсчета времени. Время запаздывания t0 получается
- 148. Факторы, искажающие форму конечных участков КВД 5. Влияние границ пласта, т.е. соответствие принятых при обработке граничных
- 149. 7.Наличие в области дренирования скважины зон с резко выраженной неод-нородностью, в том числе непроницаемых экранов, зон
- 150. КВД в неоднородных пластах Зональная неоднородность зоны ухудшенной проводимости, тектонические и литологические нарушения, выпадение конденсата в
- 151. КВД для газоконденсатных скважин Два прямолинейных участка с разными угловыми коэффициен-тами β1 и β2: первый участок
- 152. КВД неоднородных пластов если исследуемый пласт имеет одну границу или экран бесконечной протяженности, то 2β1 ≥
- 153. Обработка КВД в пластах с резко выраженной неоднородностью Коэффициент проводимости и параметр κ / r2с. пр
- 154. Основные требования к технологии снятия и обработки КВД в неоднородных пластах кратковременность эксплуатации скважин до остановки
- 155. Неоднородность по разрезу При совместном исследовании нескольких пластов с различными филь-трационными свойствами КВД дают приведённые, осреднённые
- 156. Методы снятия и обработки кривых стабилизации давления ( КСД) Исходные данные для обработки кривых стабилизации давления
- 157. Факторы, влияющие на вид КСД Наиболее распространенный фактор, искажающий кривые стабилизации, — неоднородность пласта как по
- 158. Влияние параметров призабойной зоны на вид КСД и метод оценки изменения параметров призабойной зоны Нарушается прямолинейность
- 159. Технологический режим эксплуатации газовых скважин фактический расчетный устанавливается геологической службой промысла ежеквартально или один раз в
- 160. Три направления обоснования отбора на забое скважины 1. Независимо от геологических особенностей месторождений режим работы скважины
- 161. 3. Уровень отбора должен обосновываться с учетом возможности деформации, разрушения призабойной зоны, образования несчано-жидкостной пробки на
- 162. Условием отбора газа на забое скважины называется математическая запись фактора, ограничивающей дебит скважины при ее эксплуатации.
- 163. Условия отбора газа на забое скважины 1. Режим постоянного градиента на забое скважины Q0 и рз0
- 164. 2. Режим постоянной депрессии на пласт (Δр=рпл-рз=const). Дебит из выражения Режим постоянной депрессии устанавливается при :
- 165. 3. Режим постоянного забойного давления (рз=const). используется тогда, когда дальнейшее снижение забойного давления нежелательно из-за выпадения
- 166. 4. Режим постоянного дебита (Q = const) устанавливается при отсутствии опасности прорыва подошвенных и контурных вод,
- 167. 5. Режим постоянной скорости фильтрации на забое Применяют в том случае, если имеется опасность разрушения несцементированного
- 168. 6. Режим постоянного градиента по оси скважины применяется в крепких коллекторах при наличии подошвенной воды. ρв
- 169. 7. Режим постоянной скорости газа на устье Применяется если в составе пластового газа имеются компоненты, вызываю-щие
- 170. Установление оптимального режима При установлении режима эксплуатации используют исходные данные, являющиеся результатами геологических, геофизических, газогидродинамических, газоконденсатных
- 171. Основные факторы, влияющие на технологический режим деформация и устойчивость к разрушению продуктивного разреза; наличие активной подошвенной
- 172. Изменение технологического режима эксплуатации скважин в процессе разработки Изменения технологического режима обусловлены либо изменением самого определяющего
- 173. Изменение условий разработки должны быть учтены и прогнозированы в зависимости от различных факторов и должны быть
- 174. Определяющие факторы при установлении режима и причины его изменения 1. Подошвенная вода допустимая предельная депрессия на
- 175. Случаи необходимости изменения режима а) после ремонтно-изоляционных работ установлены цементные мосты, которые позволяют увеличить предельный безводный
- 176. 2. Близость контурных вод Критерий выбора режима - суммарный отбор газа из месторождения до прорыва воды
- 177. 3. Устойчивость породы к разрушению Условие отбора: постоянный градиент (коллектор с низкой устойчивостью пород к разрушению)
- 178. Вскрытие пласта и гидродинамическое несовершенство по степени и характеру вскрытия. Технологический режим изменяется: по мере дострела
- 179. Наличие в составе газа коррозионно-активных компонентов Изменение технологического режима необходимо : начиная с момента, когда дальнейшее
- 180. Изменение коэффициентов фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне определяются периодическими исследованиями, проводимыми на скважинах. Изменение установленного технологического
- 181. Многопластовость Изменение технологического режима обусловлены : степенью истощения отдельных пластов в процессе разработки, применением системы одновременно-раздельной
- 182. Влияние температуры на производительность скважин (безгидратный режим) Технологический режим, должен быть изменен, если: 1) производится ингибирование
- 183. Накопление столба жидкости или песчаной пробки на забое скважины Пути изменения технологического режима: закачка в ствол
- 184. Поддержание определенной величины устьевого давления или его изменение Определяющая величина давления на устье скважин, на входе
- 185. Основные факторы, определяющие продуктивность газовых скважин
- 186. Несовершенство скважин
- 187. Степень вскрытия Несовершенство скважин по степени вскрытия вызывает допол-нительное сопротивление по пути движения жидкости и газа
- 188. Однопластовая залежь Если kв >> kг, то увеличение отбора газа из скважины при заданной депрессии наиболее
- 189. Многопластовая залежь Если газоносный интервал состоит из нескольких полностью перфориро-ванных пропластков, обладающих различной проницаемостью и гидродинамически
- 190. Оптимальная величина вскрытия 1). При наличии опасности прорыва конуса подошвенной воды оптимальным вариантом вскрытия однородных, анизотропных
- 191. Характер вскрытия Задачей перфорации является обеспечение максимальной производительности скважин при минимальных затратах, связанных с величиной интервала
- 192. Факторы, влияющие на дебит перфорированных скважин Дебит перфорированной скважины зависит: 1. при данных размерах перфораци-онных отверстий
- 193. Дебит перфорированной скважины зависит: 5. от анизотропии пласта (рис.5); 6. от числа перфорационных отверстий - производительность
- 194. Число перфорационных отверстий зависит от: депрессии на пласт - число перфора-ционных отверстий может быть мини-мальным, если
- 195. Влияние степени вскрытия полосообразного пласта на продуктивность горизонтальной скважины (ГС) Параметры ГС, определяющие несовершенство по степени
- 196. Зависимость дебита от параметров вскрытия С увеличением относительной ширины пласта (Rк=Rк/L) разница между относительными дебитамиQ горизонталь-ных
- 197. Разрушение призабойной зоны 1. Причиной деформации призабойной зоны может быть как снижение давления при освоении и
- 198. Влияние упругих свойств и депрессии на разрушение коллекторов Градация коллекторов по устойчивости в зависимости от депрессии:
- 199. Определение допустимой депрессии по технико-эксплуатационным данным Величину депрессии определяют анализируя: содержание песка в добываемой продукции на
- 200. Определение допустимой депрессии по данным механических свойств коллекторов Определённая по механическим свойствам депрессия на пласт, как
- 201. Особенности процесса разрушения коллекторов в призабойной зоне Даже для неправильно выбранного режима эксплуатации с выносом песка
- 202. Выводы 1. Необходим комплексный подход по оценке влияния различных факторов на деформацию пласта в призабойной зоне.
- 203. Песчаная пробка или столб жидкости
- 204. Причины образования пробки (столба жидкости): скорость потока газа, не обеспечивает вынос частиц породы на поверхность (скорость
- 205. Связь пробкообразования с технологическим режимом Путём увеличения депрессии можно обеспечить режим эксплуатации без образования песчаной пробки,
- 206. Связь пробкообразования с производительностью скважины когда проницаемость пробки меньше или равна проницаемости пласта, влияние песчаной пробки
- 207. Частичное перекрытие пласта пробкой Зависимость Q от k/kпр имеет тот же качественный характер, что и при
- 208. Влияние столба жидкости на производительность Дебит скважины обра-зуется из двух слагаемых: 1) дебита Q1 газа, прохо-дящего
- 209. При частичном перекрытии пласта жидкостью с увеличением депрессии на пласт темп снижения Q от hж уменьшается
- 210. Влияние депрессии на образование песчаной пробки или столба жидкости Образование песчаной пробки или столба жидкости на
- 211. Критическая высота пробки- соответствует границе образования пробки в стволе и находится из условия R=c, где Если
- 212. ГЛУБИНА СПУСКА ФОНТАННЫХ ТРУБ
- 213. Варианты глубины спуска фонтанных труб: башмак фонтанных труб находится на уровне кровли продуктивного пласта и выше;
- 214. Фонтанные трубы целесообразно опускать до нижнего интервала перфорации в случае: равномерного притока газа из интервала перфорации
- 215. ПОДОШВЕННАЯ ВОДА
- 216. Безводные дебиты, определяемые расчетным путем, оказываются значительно больше фактических, и конус подошвенной воды прорывается в скважину
- 217. Предельным безводным дебитом (ПБД) называется производительность скважины, получаемая при достижении вершины конуса воды забоя скважины. Для
- 218. Зависимость ПБД от h= hвс/h 1) Существует некоторое вскры-тие, при котором ПБД становит-ся максимальным 2) С
- 219. Влияние на ПБД величины пластового давления и подвижности ГВК 1) Чем меньше рпп, тем ниже безводный
- 220. Изменение ПБД, соответствующего максимуму кривых зависимости Qпр от h при неподвижном (кривая 1) и подвижном (кривая
- 221. Методы увеличения ПБД отыскание оптимальной величины вскрытия газоносного пласта, соответствующий максимальному, безводному дебиту; создание искусственных непроницаемых
- 222. Увеличение ПБД путём отыскания hопт При небольших степенях вскрытия пласта влияние несовершенства на производительность существеннее, чем
- 223. Увеличение ПБД созданием непроницаемого экрана Целесообразно создавать перего-родки радиусом не более 10м. Толщина непроницаемого экрана практически
- 224. Горизонтальные газовые скважины, вскрывшие пласты с подошвенной водой Допустимая депрессия на пласт, при которой достигается максимальное
- 225. Определение дебита скважины при безгидратном режиме её работы Условия на давление и температуру для обеспечения безгидратного
- 226. Влияние коррозийно- активных компонентов в составе газа на технологический режим Факторы, приводящие к коррозии оборудования. Концентрация
- 227. Влияние углекислого газа Интенсивность углекислой коррозии зависит: от парциального давления углекислого газа и температуры среды; минерализации
- 228. Влияние сероводорода Характерная черта сероводородной коррозии - растрескивание металла. Воздействие сероводорода на металл, в присутствии воды,
- 229. Влияние воды Воды жесткого характера меньше влияют на углекислотную коррозию, чем щелочные. Углекислотная коррозия снижается при:
- 230. Влияние скорости потока Области изменения режима течения газа - в местах изменения направления потока и проходного
- 231. МЕТОДЫ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ ГАЗА
- 232. Способы увеличения дебита внедрение методов интенсификации притока улучшение техники и технологии вскрытия пласта усовершенствование оборудования, используемого
- 233. Методы интенсификации притока газа к забою скважины гидравлический разрыв пласта (ГРП) и его различные варианты -
- 234. Мероприятия по вскрытию пласта и освоению скважин бурение горизонтальных скважин; бурение скважин с кустовыми забоями; применение
- 235. Способы усовершенствования техники эксплуатации скважин раздельная эксплуатация двух объектов одной скважиной; эжекция низконапорного газа высоконапорным; применение
- 236. Использование горизонтальных скважин Положительные факторы горизонтального бурения: значительно повышается отбор; создается новая геометрия дренирования пласта; растет
- 238. Скачать презентацию