2. Определение оптимального вскрытия пласта вертикальными и горизонтальными скважинами при наличии подошвенной воды.

3. Оценка режима залежи по данным разработки месторождения.

Билет №15.

1. Определение условий ингибирования газа в системе «пласт-укпг»

Природные газы, представляющие собой смесь различных компонентов, при определенных давлениях и температурах в присутствии воды образуют белые кристаллы вещества, названные гидратами. Они могут образовываться в призабойной зоне, в стволе скважин. Для предотвращения образования гидратов применяютя ингибиторы гидратообразования. Основные ингибиторы-метиловый спирт (метанол), хлористый кальций, гликоли: этиленгликоль, ДЭГ, ТЭГ.Происходит снижение температуры гидратообразования. Характер снижения Т различными ингибиторами в зависимости от их концентрации представлен на рисунке:

Ввод ингибитора в скважину осуществляется в скважину в основном в затрубное пространство, когда скважина работает по фонтанным трубам.

Также к условиям ингибирования газа относится наличие коррозионно- активных компонентов в составе газа и пластовой воды. К коррозионно- активным компонентам в газе относятся углекислота, сероводород, ртуть и др. При наличии влаги в продукции скважины СО2 и Н2S вступают с металлами в химическую реакцию и вызывают коррозию скважинного оборудования.

Связь между интенсивностью коррозии и агрессивностью среды, вызванной наличием СО2 устанавливается парциальным давлением углекислоты и кислотностью водного концентрата. К настоящему времени предложено несколько критериев, связывающих интенсивность коррозии с величиной парциального давления СО2.

В частности, предложены три категории интенсивности коррозии: весьма незначительная коррозия — при парциальном давлении СО2 менее 0,05 МПа, возможная коррозия , но существенно зависящая от температуры и других параметров среды — при парциальном давлении: 0,05-0,2 МПа, и интенсивная коррозия — при парциальном давлении более 0,2 МПа Проведенные исследования показывают, что, кроме парциального давления CO2 интенсивность коррозии зависит от температуры газа и кислотности воды РН. С учетом перечисленных параметров газа и воды по коррозионной активности залежи могут быть разделены на следующие группы:

- сверхвысокая коррозионная активность при парциальном давлении СО2 более 0,7 МПа, РН=5 и скорости коррозии более 4,5*10^-3 м/год.

-повышенная коррозионная активность при парциальном давлении СО2 0,33-0,7 Мпа, РН=4,8-5,5 и скорости коррозии (2,5-4,5) *10^-3 м/год.

-средняя коррозионная активность при парциальном давлении СО2 0,1-0,3 Мпа, РН более 5,5 и скорости коррозии (1-2) *10^-3 м/год.

-слабая коррозионная активность при парциальном давлении СО2 менее 0,1Мпа, РН около 6,5 и скорости коррозии (0,05-0,1) *10^-3 м/год.

2. Основные факторы, влияющие на размещение вертикальных и горизонтальных скважин.

Размещение скважин на структуре зависит от формы типа залежи, величины пластового давления по толщине и по площади, характера изменения толщины газоносного пласта, изменение его емкостных параметров по площади, наземных условий бурения, наличием нескольких отличающихся по характеристикам залежей(напр. С сероводородом и чистым газом)

Принципы размещения:

-необходимость равномерного падения давления

-обеспечить добычу требуемого количества газа в течение возможно большего срока с наименьшими затратами.

-дебит будет больше у скважины с большей продуктивной толщей(скважины выгоднее располагать в центральной части месторожд пластового типа папр., но будет образовываться депрессионная воронка которая создаст неблагоприятные условия эксплуатац. А для отдаленных участков залежи значительных сопротивлений, связанных с расстоянием от контура до этих скважин)

Влияние формы сетки согласно с точки зрения снижения потерь давления целесообразнее располагать скважину так, чтобы стороны дренирования были равноудалены от скважины, т.е предпочтение отдается кругу, квадрату, шестиугольнику, но не прямоугольнику.

Влияние расстояния между скважинами Чем больше число скважин, тем меньше радиус дренирования каждой скважиной. Чем меньше R, тем меньше доля сопротивления, вызванная геометрией зоны дренирования. То есть если расположить скважины близко друг к другу то при заданной депрессии дебит увеличиться, но это экономически не выгодно бурить большое кол-о скваж.

Схемы размещения вертик скважин: равномерное, неравномерное, кустовое, блочно-кустовое.

Схемы размещения горизонт скважин: продольное поперечное, продольно-кустовое, кустовое

Форма сетки и тип скважин выбирается исходя из положения ГВК, толщины пропластков, последовательности их залегания при различных проницаемостях, удельных запасов, непроницаемых слоев. На направление горизонт ствола и на тип скважины влияют направление и густота трещин. На равномерность дренирования влияет конструкция скваж( если скважина не обсажена максимальный перепад давления будет в месте перехода от вертик к горизонт.)