Температурный режим:
или так называемый безгидратный режим выбирается в условиях возможного гидратообразования в пласте и в стволе скважины. Этот режим выбирается при давлении и температуре, превышающих равновесные давления и температуру гидратообразования:
Рф ≥ Ррг; Тф ≥ Тргу,
Режим постоянной скорости потока газа в стволе скважины в условиях коррозии: такой режим в зависимости от интенсивности коррозии при разных скоростях потока устанавливается на скважинах, в продукции которых содержатся агрессивные компоненты. Допустимая (Vкр) скорость устанавливается, как правило, у устья скважины в результате промысловых и лабораторных исследований для каждого месторождения. Если скважина имеет комбинированные НКТ (ступенчатые), то Vкр также определяется в точке перехода от труб малого диаметра в трубы большого диаметра и у устья скважины. Режим постоянной скорости так же, как и температурный режим, можно заменить более выгодным режимом, если предусмотреть ввод антикоррозионных ингибиторов или труб с защитным слоем, позволяющих снять ограничения, накладываемые на производительность скважины и вызванные наличием агрессивных компонентов в составе газа.
3. Обоснование профиля и расположения ствола горизонтальной скважины при вскрытии однородных и неоднородных пластов.
Вскрытие пласта горизонтальным стволом возможно тремя профилями:
-
восходящим, горизонтальным и нисходящим.
Максимальный дебит имеет место при
вскрытии однородного пласта горизонтальным
стволом симметрично расположению по
толщине;
- асимметричное расположение горизонтального ствола приводит к снижению дебита;
- при восходящем и нисходящем профилях ствола дебит снижается.
При вскрытии залежей массивного типа с подошвенной водой целесообразно:
- расположить горизонтальный ствол на расстоянии 0,67 от ГВК. Но если толщина небольшая, то необходимо минимизировать депрессию на пласт и увеличить длину горизонтального участка ствола.
При вскрытии неоднородных по толщине пластов вскрытие каждого из них должно быть пропорционально запасам газа в них и обратно пропорционально проницаемости этих пропластков. При общей длине горизонтального ствола Lr длина вскрытия i-ro пропластка должна быть возможность вскрыть любой пропласток любой длины позволяет использовать эту особенность горизонтальных скважин для сохранения начального дебита такой скважины при начальной депрессии на пласт не зависимо от величины пластового давления.
Длина вскрытия пласта в процессе разработки определяется по формуле:
где
Билет №2.
1.Основное содержание проекта разработки газовых и газоконденсатных месторождений.
1. Введение.
Глава 2. Общее сведение по месторождению.
Глава 3. Геолого-физическая характеристика месторождения.
3.1. Характеристика геологического строения.
3.2. Основные параметры пласта (горизонта).
3.2.1. Пористость, проницаемость, начальная газонасьпценность.
3.2.2. Толщина пластов (горизонтов').
3.2.3. Показатели неоднородности пластов
3.2.4. Результаты лабораторного изучения гидродинамических характермстик пластов-коллекторов.
3.3. Газоконденсатная характеристика.
3.3.1. Результаты исследований на газоконденсатность.
3.3.2. Конденсатогазовый фактор, отбор проб газа и конденсата
3.3.3. Состав газов сепарации, дегазации, дебутанизация, пластового газа и конденсата.
3.3.4. Пластовые потерн конденсата и конденсатоотдача.
3.4. Гидрогеологическая характеристика.
3.4.1. Размеры и параметры водонапорного бассейна.
3.4.2. Физико-химическая характеристика вод
3.4.3 Оценка режима работы месторождения и характера продвижения пластовьгх вод.
3.4.4. Рекомендации по гидрогеолопгческим наблюдениям и исследованиям в процессе разработки.
3.5. Запасы газа, стабильного конденсата и сопутствующих компонентов. Глава 4. Подготовка технологической основы для проектирования.
4.1. Анализ результатов исследований скважин.
4.2. Анализ текущего состояния эксплуатации.
4.2.1. Характеристика фонда скважин и текущих дебитов.
4.2.2. Анализ технологических показателей разработки.
4.2.3. Анализ продвижения вод.
4.2.3.1. Фактическое состояние обводнения залежей.
4.2.3.2. Прогноз продвижения пластовых вод и динамика параметров водонапорной системы.
4.3. Выделение эксплуатационных объектов. 4.4 Выбор расчетных вариантов. Глава 5. Технологические и технико-экономические показатели разработки.
5.1. Обоснование расчетной модели.
5.2. Исходные данные для технологических расчетов.
5.3. Уточнение расчетных моделей по данным истории разработки.
5.4. Технологические показатели разработки.
5.5. Технико-экономические показатели.
5.5.1. Обоснование укрупненных нормативов капиталовложений и эксплуатационных затрат.
5.5.2 Анализ технико-экономических показателей вариантов разработки.
Глава 6. Мероприятия по внедрению рекомендуемого варианта.
6 1. Основные проблемы по реализации рекомендуемого варианта.
6.2. Расположение эксплуатационных скважин и порядок их ввода в эксплуатацию.
6.3. Рекомендации по контролю за разработкой.
6.4. Технико-экономические показатели рекомендуемого варианта.
6.5. Хозрасчетные показатели проектируемого предприятия.
Глава 7. Бурение, освоение скважин и вскрытие продуктивных горизонтов.
7.1. Анализ проводки скважин на месторождении.
7.2. Конструкция скважин.
7.3. Вид бурения и необходимое оборудование.
7.4. Рекомендации по составу бурового раствора.
7.5. Оборудование для бурения и бурильный инструмент.
7.6. Вскрытие продуктивных отложений.
7.7. Рекомендации по исследованиям в процессе бурения.
7.8 Освоение скважин
Глава 8. Технология и техника добычи газа и конденсата.
8.1. Анализ состояния и эффективности применяемой технологии и техники добычи газа и конденсата.
8.2. Обоснование конструкции фонтанных труб и устьевого оборудования скважин.
8.3. Мероприятия по предупреждению осложнений при эксплуатации скважин.
8.4. Рекомендации по интенсификации притока газа.
8.5. Ремонтно-изоляционные работы.
Глава 9. Рекомендации по системе сбора, промысловой подготовке, внутрипромысловому транспорту газа и конденсата и компромированию газа на промысле.
Глава 10. Охрана недр и окружающей среды.
10.1. Охрана окружающей среды и водного бассейна.
10.2. Охрана земель, лесов, флоры и фауны.
10.3. Охрана недр в процессах разбуривания и эксплуатации месторождения.
Глава 11. Технико-экономическая эффективность новых технологических и технических решений.
Глава 12. Заключение (выводы и предложения).