- •1. Особенности притока газа к забою газовой скважины.
- •3. Явления обратной конденсации и испарения.
- •17.Методика обработки и интерпритации результатов исследований скважин на нестационарных режимах с целью определения пластового давления и коллекторских свойств пласта.
- •4.Эффект Джоуля-Томпсона. Способы определения дифференциального и интегрального дроссель эффекта
- •8.Конструкция и оборудование скважин при орэ
- •5.Газовые скважины. Требования к конструкции скважин и выбор диаметра эксплуатационной колонны, нкт
- •6.Наземное и подземное оборудование добывающих и нагнетательных скважин.
- •10.Конструкция и оборудование скважин для добычи газа в районах многолетнемерзлых пород
- •12.Особенности вскрытия продуктивного газового пласта. Оборудование забоя добывающей скважины.
- •13. Приборы и аппаратура, применяемые при исследованиях газовых и газоконденсатных скважин. Глубинные манометры и термометры. Вспомогательное оборудование.
- •23.Технологический режим работы газовых скважин, продуцирующих агрессивные компоненты.
- •14. Исследования пластов и газовых скважин. Общие положения. Об-вязка газовых скважин. Исследования скважин на стационарных режимах и подготовка скважины к исследованиям.
- •15.Технология проведения исследований скважин на стационарных режимах.
- •24.Виды коррозии газопромыслового оборудования и защита газопромыслового оборудования от коррозии.
- •25.Влагосодержание природных газов. Общая характеристика гидратов, условия образования.
- •26. Гидраты индивидуальных и природных углеводородных газов.
- •27. Образование гидратов в добывающих скважинах и способы их устранения. Особенности эксплуатации добывающих скважин на газогидратных месторождениях.
- •28. Предупреждение и борьба с образованием гидратов природных газов. Основы ингибирования процесса гидратообразования.
- •38. Газоконденсатные исследования скважин.
- •39. Уравнения состояния природных газов
- •32. Определение зоны возможного гидратообразования и безгидратного режима работы газовой скважины.
- •36. Принцип работы газлифта
- •31. Механические методы интенсификации притока (грп, гпсп).
- •22. Эксплуатация газовых скважин в условиях разрушения коллектора. Общие положения о режимах работы скважин при разрушении пзп, устойчивость горных пород.
- •35. Солеобразование в добывающих газовых скважинах. Методы удале-ния и предотвращение солеотложений.
- •7. Средства регулирования технологических режимов работы газовой скв-ны (диафрагмы, штуцера, задвижки и т.Д.)
- •11.Эксплуатация добывающих скважин газлифтным способом на месторождениях с нефтяными оторочками.
- •9. Оборудование скважин для добычи газа, содержащего агрессивные(кислые) компоненты
- •29. Особенности эксплуатации обводняющихся газовых и газоконденсатных месторождении.
- •34.Определяющий фактор при установлении технологического режима - подошвенная вода.
10.Конструкция и оборудование скважин для добычи газа в районах многолетнемерзлых пород
Под конструкцией газовой скважины понимают ее глубину, диаметр и глубину спуска ОК, высоту подъема цементного раствора за колоннами, оборудование забоя, диаметр и глубину спуска фонтанных труб, комплекс оборудования, включающий пакера, забойные и приустьевые клапаны.
Чтобы в начале бурения не было искривления ствола скважины, в специально вырытом шурфе (шахте) устанавливают направление (2-3 м) соответствующего диаметра. Следующую колонну – кондуктор (50-500) м с целью предохранения скважины от обвалов пород и поступления в скважину воды из водоносных пластов, залегающих в этом интервале глубин.
После кондуктора спускают еще одну или две, в зависимости от глубины или других условий, ОК. Если спускают две колонны, то первая (наибольшего диаметра) называется промежуточной, а вторая — ЭК. При соединении труб в колонны для обеспечения герметичности соединений применяют специальные уплотнительные смазки, ленты.
Конструкция газовых скважин должна обеспечивать:
прочность скважины как технического сооружения в течение длительного периода эксплуатации;
изоляцию водоносных, нефтяных и газоносных пластов;
разобщение продуктивных горизонтов, являющихся объектами самостоятельной разработки;
предотвращение прорывов газа в другие пласты или на дневную поверхность в процессе бурения и эксплуатации скважины;
минимально необходимый расход материалов и средств на разведку и разработку месторождения;
получение максимально допустимого дебита скважин и возможность их работы при различных технологических режимах;
вынос жидкости с забоя;
возможность подачи ингибитора для борьбы с коррозией и образованием гидратов в стволе.
Конструкция скважин, сооружаемых в зонах вечной мерзлоты, где возможно смятие колонн после бурения, должна предусматривать возможную потерю устойчивости пород за счет растепления вечномерзлых приствольных пород при эксплуатации. В этом случае требуются специальные конструкции. Для обеспечения герметичности башмак кондуктора должен находиться ниже вечно мерзлых пород. Для улучшения связи цементного кольца с колонной наружную поверхность эксплуатационных колонн иногда покрывают песком. Кондуктор также можно специально изолировать или же в особо тяжелых условиях устанавливать второй кондуктор (для обеспечения циркуляции хладогента). Межколонное пространство над цементным стаканом заполняется незамерзающей жидкостью (соляркой, СaCl2). При длительной консервации скважины ствол ее также заполняют незамерзающей жидкостью.
В газовых скважинах ЭК дополнительно рассчитывают на внутреннее давление, соответствующее статическому давлению после вызова притока газа, а промежуточные колонны, на которых монтируется противовыбросовое оборудование, — на max давление при выбросе.
12.Особенности вскрытия продуктивного газового пласта. Оборудование забоя добывающей скважины.
Технология вскрытия продуктивного пласта значительно влияет на условия освоения и определяет продуктивную характеристику скважины. Методы вскрытия пласта зависят от текущего Рпл, характеристики продуктивного пласта и др.
При вскрытии продуктивного пласта не должно быть открытого фонтанирования скважины, должны быть сохранены природные фильтрационные свойства пород ПЗП. Вскрытие должно: гарантировать длительную безводную эксплуатацию скважин, наилучшие условия притока газа из каждого пропластка и получение минимальных коэффициентов фильтрационного сопротивлений, max коэффициент газоотдачи. Предупреждение открытого аварийного фонтанирования обеспечивается противодавлением столба глинистого раствора на забой (на 10—15%>Pз). Наличие глинистой корки и отфильтровавшейся в пласт воды резко снижает продуктивную характеристику ПЗП. При вскрытии пластов с Р ниже гидростатического в целях предупреждения заглинизирования и инфильтрации воды в пласт применяют глинистые растворы, приготовленные на нефтяной основе; ПАВ, различные добавки. При вскрытий продуктивного пласта можно использовать продувку забоя газом. Устье скважины должно быть оборудовано противовыбросовым устройством — превентором.
Если в данном интервале или на участке пласта не встречаются подошвенные, контурные воды и не ожидается их поступление в процессе разработки, пласт следует вскрыть на полную мощность, в противном случае частично. Если ПЗП сложена устойчивыми породами (песчаниками, известняками, ангидридами), то продуктивный пласт со скважиной сообщается открытым забоем. В этом случае ЭК спускают до кровли продуктивного пласта и цементируют до устья. При наличии устойчивых коллекторов забой оборудуют также фильтром или хвостовиком. Фильтры изготовляют из стандартных труб, на которых фрезой нарезают вертикальные щели шириной в зависимости от фракционного состава песка, слагающего продуктивный пласт, от 0,75 до 3 мм. Если ПЗП сложена песками или песчаниками, которые начинают разрушаться уже при небольших депрессиях на пласт, забой скважины оборудуется специальными гравийно-намывными фильтрами. В ПЗП можно также закачивать специальные смолы или фильтрующиеся пластмассы.