
- •Вопросы к экзамену гр. Рнм-24-1,2 по курсу «Проектирование конструкции призабойной зоны скважин»
- •Вопросы к экзамену гр. Рнм-24-1,2 по курсу «Проектирование конструкции призабойной зоны скважин»
- •Классификация залежей по типу флюидов. Типы коллекторов.
- •От чего зависит проницаемость породы. Чем фазовая проницаемость отличается от абсолютной?
- •Насыщенность коллекторов флюидами и газообразными агентами. Опасные свойства природного газа.
- •Прямые и косвенные признаки, свидетельствующие о наличии углеводородов в коллекторе.
- •Как меняются свойства пластовых флюидов и газообразных агентов на устье скважины?
- •Принципиальные схемы опробования и испытания перспективных отложений, регистрируемые ими показатели.
- •Функции призабойной зоны скважины.
- •Эксплуатационные качества скважины.
- •Эквивалентная плотность раствора для вскрытия продуктивного коллектора.
- •Показатели гидродинамического совершенства скважины.
- •Фактический и потенциальный дебиты.
- •Причины снижения эксплуатационных качества коллектора.
- •Принципы выбора конструкции забоя.
- •Достоинства и недостатки открытого забоя.
- •Особенности крепления ствола скважины в интервале продуктивных отложений.
- •Влияние цементирования на эксплуатационные качества продуктивного пласта.
- •Снижение отрицательного влияния цементирования на продуктивный пласт.
- •Обратное цементирование продуктивного интервала.
- •Профильные перекрыватели для забойного оборудования.
- •Типы заколонных пакеров для горизонтальных стволов.
- •Спуско-монтажное оборудование хвостовика (назначение и основные признаки).
- •Особенности гидродинамики в горизонтальных стволах скважины. (в основном со слов Подгорнова)
- •Варианты сочленения стволов в скважинах.
- •Как при заканчивании скважины учитывается геомеханическое поведение коллектора?
- •Гидравлическая программа при вскрытии продуктивного коллектора.
- •Особенности циркуляции в наклонных и горизонтальных стволах.
- •Обработка слабосцементированных песчаников твердеющими составами.
- •Обоснование стратегии вскрытия продуктивного пласта.
- •Определение типа, диаметра и предельной длины ствола.
- •Выделение интервалов разобщения продуктивных участков забоя по стволу.
- •Выбор средств фильтрации и управления потоком пластовых флюидов и агентов на забое.
- •Методы борьбы с выносом «песка».
- •Комплектование забойного оборудования, включая средства доставки, установки и управления.
- •Нарушения эксплуатационных качеств продуктивного пласта, возникающие при кумулятивной перфорации.
- •От чего зависят диаметр и глубина перфорационного канала при кумулятивной перфорации?
- •Типы перфораторов и в каких скважинных условия их использование наиболее эффективно.
- •Функции устьевого оборудования.
- •Состав фонтанной арматуры.
- •Оборудование устья скважины при эксплуатации её эцн.
- •Оборудование устья скважины при эксплуатации её штанговым насосом.
- •Оборудование устья скважины при эксплуатации её газлифтом.
- •Колонные и трубные головки на устье скважины.
- •Оборудование устья газовой скважины. (Со слов Подгорнова)
- •Параметры, характеризующие гранулометрический состав горных пород.
- •Влияние типа конструкции пзс на гидродинамическую связь с коллектором.
- •Технология комплексной обработки призабойной зоны при освоении скважины
- •Последовательность проектирования конструкции забоя
- •Результаты комплексных исследований (геофизических, гидродинамических, петрофизических), используемые при проектировании конструкции пзс
- •Бескорпусные перфораторы. Достоинства и недостатки
- •Учёт типа коллектора при проектировании конструкции забоя
- •Испытание продуктивного коллектора трубным пластоиспытателем
- •Зависимость показателей гидродинамического несовершенства скважины от конструкции призабойной части ствола
- •Перфоратор на насосно-компрессорных трубах. Достоинства и недостатки.
- •Варианты формирования призабойной зоны скважины, достоинства и недостатки каждого из них. (Не доделан)
- •Влияние кольматации призабойной зоны на продуктивные отложения
- •Внимание!
Оборудование устья газовой скважины. (Со слов Подгорнова)
Газовые скважины, как правило, эксплуатируются в фонтанном режиме.
1-ое отличие. Основное отличие от арматуры нефтяной скважины заключается в том, что в газовых скважинах зачастую уровень устьевого давления значительно выше.
Это происходит, поскольку в нефтяной скважине столб нефти в значительной степени компенсирует пластовое давление, в то время как в газовой скважине это давление практически не компенсируется.
В результате в газовой скважине, в отличие от нефтяной, обычно давление на устье практически такое же высокое, как и в пласте.
2-ое отличие. В связи с этим применяются повышенные требования к герметичности оборудования. Метод соединения элементов чаще всего фланцевый, в котором имеется канавка для уплотнительных колец и в зависимости от предполагаемого давления применяются различные уплотнения. При условиях высокого давления газовой скважины применяется уплотнение для повышенных давлений. Оно отличается от обычного тем, что кроме самого уплотнительного кольца, фланцы сами по себе плотно примыкают друг к другу, создавая дополнительное сопротивление потоку, то есть дополнительную герметичность.
3-е отличие. Возникновение, кроме выноса песка, ещё и газогидратов.
Проблема выноса песка решается аналогично с нефтяными скважинами.
Проблема газогидратов решается применением специальных ингибиторов против гидратообразования и против коррозионного воздействия, в связи с чем устье газовой скважины кроме фонтанной арматуры оснащается дополнительными средствами для подачи ингибиторов
Ниже не со слов Подгорнова:
Параметры, характеризующие гранулометрический состав горных пород.
Ответ на данный вопрос смотри в вопросе 14
Влияние типа конструкции пзс на гидродинамическую связь с коллектором.
Тип конструкции ПЗС влияет на гидродинамическую связь с коллектором, поскольку создаёт дополнительные сопротивления движению потока. Это называют гидродинамическим несовершенством по характеру вскрытия.
Гидродинамическое совершенство по характеру вскрытия может быть достигнуто только при схеме заканчивания полностью открытым стволом, однако такая схема применяется крайне редко из-за значительных трудностей, вызываемых подобной схемой заканчивания.
Во всех остальных случаях за счёт конструкции ПЗС создаются дополнительные фильтрационные сопротивления.
1 тип забоев. Сплошное цементирование. Тип забоя, который позволяет решить проблему неустойчивости стенок скважины, однако критически негативно влияет на продуктивный пласт, поскольку создаёт непроницаемый слой цементного камня между внутрискважинным пространством пластом-коллектором. Гидродинамическая связь в этом случае создаётся вторичным вскрытием (перфорацией)
2 тип забоев. Открытый. Реализуется в различных вариациях.
- Непосредственно открытая схема, о которой сказано выше;
- Перфорированная эксплуатационная колонна или фильтр-хвостовик различных вариаций.
В этом случае гидродинамические сопротивления создаются отверстиями в колонне, которые должны пропускать через себя флюид и не пропускать выносимый из ПЗС песок.
Технология комплексной обработки призабойной зоны при освоении скважины
Целью обработок является увеличение проницаемости призабойных зон и приемистости нагнетательных скважин. Набор химреагентов, применяемых в том или ином случае, определяется с учетом конкретных геолого-геофизических параметров коллекторов. Используются для КОПЗП углеводородные растворители и их смеси, солянокислотные и глинокислотные составы и растворы ПАВ. На нагнетательных скважинах с целью увеличения приемистости рекомендуется следующий комплекс химреагентов:
Смесь растворителей (нефрас А 150/330, нефрас С4 120/220) с расходом 0,5-1,0 м3 на 1 м мощности пласта;
Соляная кислота (11 % водный раствор) с расходом 1м3 на 1м мощности пласта;
Грязевая кислота (11 % НСl + 1-3 % HF) с расходом 1м3 на 1м мощности пласта;
1-3 % -й водный раствор неонола СНО, АФ 9-6, нефтенола ВВД с расходом 1-15 м3 на 1м мощности пласта.
Химреагенты последовательно закачивают в пласт, затем скважину оставляют на реакцию и запускают в работу, при этом кислотные составы и НПАВ закачиваются циклически до достижения необходимого уровня приемистости.