- •26. Применимость методов разработанных для вертикальных скважин при обработке результатов исследования горизонтальных скважин на нестационарных режимах фильтраций.
- •27. Обоснование безводного режима работы горизонтальных скважин. Преимущество горизонтальных скважин над вертикальными с позиции их возможного обводнения.
- •28. Оценка фильтрационных свойств пласта, вскрытых горизонтальными скважинами, по результатам исследования на стационарных режимах фильтрации.
- •29. Определение длины горизонтального ствола в процессе разработки для сохранения постоянного начального дебита при постоянной депрессии на пласт.
- •31. Определение дебита горизонтальной скважины, вскрывшей однородный анизотропный пласт с асимметричным расположением ствола по толщине.
- •32. Обоснование температурного технологического режима работы горизонтальных скважин при отсутствии мерзлых пород в окружающей ствол скважины среде.
- •33. Вскрытие пласта горизонтальным стволом с единым заданным углом. Недостатки такого вскрытия пласта.
- •34. Определение дебита горизонтальной скважины, вскрывшей анизотропный пласт, с асимметричным расположением ствола относительно контуров зоны дренирования.
- •35. Влияние гидродинамической связи между пропластками на выбор профиля вскрытия горизонтальным стволом.
- •36. Влияние веерного размещения горизонтальных скважин при освоении морских месторождений на образование глубокой депрессионной воронки.
- •37. Вскрытие неоднородных многопластовых залежей горизонтальным стволом ступенчатым профилем с учетом запасов газа в пропластках и их проницаемости.
- •38. Определение дебита горизонтальной скважины, вскрывшей однородный анизотропный пласт с асимметричным расположением ствола по толщине и относительно контуров зоны дренирования.
- •39. Обоснование максимально возможных дебитов горизонтальных скважин с учетом полноты вскрытия и формы и размеров дренируемых ими зон.
- •40. Влияние длины и диаметра фонтанных труб в горизонтальном участке на производительность скважин и на потери давления по стволу.
- •1.В зоне отсутствия фонтанных труб.
- •2.В зоне, оборудованной фонтанными трубами, систему уравнений будет иметь вид.
- •41. Выбор конструкции горизонтальных скважин при вскрытии неоднородных пластов. Основные недостатки при вскрытии таких пластов со значительной длиной горизонтального участка.
- •43. Определение распределения дебита горизонтальной скважины по длине горизонтального участка при отсутствии на этом участке фонтанных труб.
- •44. Влияние профиля горизонтального участка ствола на величины пластового и забойного давлений и на обработку результатов исследования скважин на стационарных режимах фильтрации.
- •46. Определение распределения температуры газа по стволу горизонтальной скважины на горизонтальном и искривленном участках.
- •47. Охрана окружающей среды и природных ресурсов газа и конденсата при разработке месторождения с применением горизонтальных скважин.
- •48. Оценка потерь газа при исследовании горизонтальных скважин на стационарных режимах фильтрации и возможности его снижения.
- •49. Бурение горизонтальных зарезок из имеющихся вертикальных скважин для сохранения заданного годового отбора в период падающей добычи газа.
- •50. Критерии, используемые при обосновании, технологических режимов работы горизонтальных скважин.
- •51. Определение пластового давления в горизонтальных скважинах с различных конструкций.
40. Влияние длины и диаметра фонтанных труб в горизонтальном участке на производительность скважин и на потери давления по стволу.
При частичном оборудовании горизонтального участка фонтанными трубами и переменном по длине горизонтального ствола забойном давлении распределении давления и дебита на участке с фонтанными трубами и без них определяются системой диф.уравнений.
1.В зоне отсутствия фонтанных труб.
где
2.В зоне, оборудованной фонтанными трубами, систему уравнений будет иметь вид.
Характер изменения забойного давления и дебита газа по формулам, полученные для случая, когда забойные давления являются переменными величинами.
При увеличении длины фонтанных труб потери давления в затрубном пространстве увеличиваются, дебит резко убывает.
41. Выбор конструкции горизонтальных скважин при вскрытии неоднородных пластов. Основные недостатки при вскрытии таких пластов со значительной длиной горизонтального участка.
Большое разнообразие геолого-технических условий эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, различное состояние их разработки требуют индивидуального подхода к проектированию горизонтальных скважин даже в пределах одного месторождения. Проектирование горизонтальной скважины целесообразно начинать с определения протяженности, формы и направления горизонтального участка ствола. Эти характеристики скважины зависят от степени неоднородности продуктивного пласта, его мощности и литологии, прочности пород и устойчивости разреза. В продуктивных пластах небольшой мощности (5—15 м) при глубине их залегания до 2000 м рекомендуется вписывать горизонтальный участок ствола в среднюю часть пласта по траектории, параллельной кровле и подошве. Низкопроницаемые пласты значительной мощности с преимущественно вертикальной трещиноватостью целесообразно разбуривать параллельным горизонтальным стволом. Если продуктивный пласт имеет небольшую мощность и неоднородную структуру, когда продуктивные зоны чередуются с непродуктивными прослойками, причем сведения о таком «слоеном» пироге не достаточно точные, то такие пласты рекомендуется вскрывать волнообразным стволом.
В условиях слоисто-неоднородных пластов небольшой толщины, расчлененных непроницаемыми прослойками, рекомендуется продуктивную часть разреза пересекать полого-наклонным стволом от ее кровли до подошвы. В этом случае гарантируется вскрытие всех продуктивных пластов и пропластков.
Скважины с горизонтальным участком протяженностью более 500 м планируют с большим радиусом кривизны, чтобы минимизировать силы сопротивления бурильной колонне и обеспечить достаточную нагрузку на долото.
Скважины с малым радиусами кривизны используются для проектирования профиля дополнительного ствола, бурение которого производится через окно, вырезанное в обсадной колонне, а также для вскрытия горизонтальным стволом пластов малой мощности.
Недостатки:
Образование пестаных пробок
Удорожание бурения погонного метра горизонтальной скважины
Образование гидратов
Разрушение призабойной зон
М/у конструкцией скв, дебитом и потерями Р по стволу существует тесная связь. Основными факторами для определения оптим конструкции горизонт скв явл-ся те, от котор зависит их производительность: геологич, технич, технологич. Наиб существенные из них: число вскрытых пропластков, полнота вскрытия, создаваемые депрессии и интенсивность притока газа, параметры проницаемости и анизотропии каждого пропластка, наличие фонтан труб и их длина и диаметр, форма зоны дренирования, велич пласт Р, гидродинамич связь м/у пропластками. Последоват вскрытия пропластков рассм с позиции минимизации потерь давления на горизонт участке ствола, также учитыв неравномер продвиж контурн вод по пропласткам.
Q1-вскрытие снизу-вверх,k3
1k1>k2>k3
2-вскрытие сверху-вниз,k2
2k1<k2<k3
Lk1
2 1
Для поиска оптим конструкции необходимо установить последоват-ть залегания пропластков с различ фильтрацион св-ми. Высокопроницаемые пропластки должны быть вскрыты в первую очередь:
1) если таковые залегают у подошвы залежи, то вскрытие продуктивного разреза снизу-вверх; 2) если он залегает первым от кровли, то сверху вниз; 3) при наличии фотанных труб вскрытие пропластка должно быть у их башмака.
Одним из определяющих факторов, влияющих на оптимальность конструкции и коэфф газоотдачи, явл-ся располож горизонт ствола относит-но контакта «газ-вода»: правильным будет паралл-ное располож-е. для избегания обводнения ниж пропластка: 1) регулируют отбор из него пропорционально запасам газа; 2) он должен иметь наихудшие фильтрац-ные св-ва. При значительной длине горизонт участка сниж-ся интенсивность притока газа и существенным потерям Р по стволу.
42. Определение распределения температуры газа по стволу горизонтальной скважины при наличии многолетне мерзлых пород на вертикальном участке ствола.
Распределение Тх от торца к устью скважин с большим и малым радиусом кривизны будет:
1) на горизонтальном участке по формуле:
, где
2) на искривленном участке до верхней границы этого участка Tх определяется:
3) до нижней границы зоны мерзлоты вертикального участка Тх определяется:
,где
4) в зоне мерзлоты:
, где
С малым радиусом кривизны из расчётов удаляются Тх иск, определяются Тз пер, затем Тх нв, а затем Тх м
Н,м
зона ММП (Нвм)
верт участок Нв
искрив уч-кRсхема скважины с ММП
Rиск
горизонт уч-к
Т,0С
Изм-е Т по стволу скважины Lг
Обозначения: λ – теплопроводность пород, С – теплоёмкость пород или газа, Тх – температура в искомой точке на расстоянии Х, Х – расстояние до определяемой точки, Р – давление в искомой точке, Г - геотермический градиент,Di– коэфф Джоуля-Томпсона,G– массовый расход газа, ρ – относит плотность газа, Н - толщина пласта, α – коэфф теплоотдачи, τ – время работы скважины после последней остановки,Rc– радиус скважины,Rк – радиус контура питания.