Билет №11.
1. Методы определения коэффициента извлечения конденсата.
2. Определение удельных дренируемых запасов газа скважин, кустов и УКПГ.
3. Прогноз основных показателей разработки газовых месторождений при заданном устьевом давлении.
Билет №12.
1. Определение основных показателей разработки разработки газовых месторождений при газовом режиме.
Последовательность расчета при прогнозировании основных показателей следующая:
1.По ур. мат. баланса определяют средние пластовые давления во времени Р(t)
По известной Тпл и заданным Р(t) строим зависимость Z(t) от Р(t). Из этой зависимости, используя метод итерации находят Р(t) при известных Qдоб(t).
2.По ур. притока газа к скважине определяют дебит проектной скважины Q(t) во времени.
3.При заданной депрессии на пласт, т.е.
Находим забойное давление
И тогда ур. притока примет вид:
Находим из него Q(t).
4. Число скважин находим из ур-ния:
5. критерии технологических режимов работы скважин:
6.Уравнение распределения температуры газа при его движении от внешнего контура дренируемой зоны до устья скважины:
При отсутствии многолетней мерзлоты:
При наличии многолетней мерзлоты:
Недостатки приближенных метододик прогнозирования показателей разработки: Уравнение материального баланса исключает изменение пластового давления
2. Вскрытие пласта вертикальными и горизонтальными скважинами с учётом неоднородности и параметра анизотропии.
3. Учет особенностей определения параметров пласта газогидродинамическими, геофизическими методами и лабораторным изучением образцов породы.
Билет №13.
1. Обоснование конструкции проектных вертикальных и горизонтальных скважин. Оптимизация их конструкций.
2. Анализ результатов первичных и текущих исследований и сравнение проектных и фактических коэффициентов фильтрационного сопротивления.
3. Прогноз характера изменения коэффициентов фильтрационного сопротивления в процессе разработки и его влияние на дебит проектных скважин.
Билет №14.
1. Методы интенсификации притока газа с учётом состава пород, их устойчивости, возможности обводнения скважин.
СОЛЯНОКИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Одним из основных способов интенсификации притока газа к скважине является солянокислотная обработка (СКО) призабойной зоны пласта. Эффективность всех способов интенсификации (СКО, гидропескоструйной перфорации, гидроразрыва пласта, ядерного взрыва и т.д.) оценивается по результатам газогидродинамических исследований при стационарных и нестационарных режимах фильтрации до и после проведения работ по интенсификации и сравнения полученных при этом результатов. Среди перечисленных выше методов интенсификации притока газа к скважине массовое применение получили только солянокислотная и глинокислотная обработка. Научные основы, технология и техника проведения всех видов СКО изложены во временных инструкциях [23].
Солянокислотная обработка скважин основана на способности соляной кислоты вступать в реакцию с карбонатными породами — известняками и доломитами:
CaCO3+2HCl=CaCl2+H2O+CO2, CaMg(CO3)2+ 4HCl=CaCl2+MgCl2+2H2O+2CO2.
Продукты реакции – хлористые кальций и магний – хорошо растворяются в воде. Скорость реакции зависит от давления и температуры. Повышение давления и понижение температуры снижают скорость реакции
Если пласт представлен песчано-глинистыми породами, то для обработки призабойной зоны применяют глинокислотную обработку.
Глинокислота представляет собой смесь соляной и фтористоводородной кислот. Фтористоводородная (плавиковая) кислота НF разлагает силикатные породообразующие минералы: алюмосиликаты глин (каолинит) глинистого раствора, проникшего в пласт в процессе его бурения, и кварцевый материал (кварц):
каолинит
Al2Si2O5(OH)4+14HF=2AlF3+2SiF4+9H2O,
кварц
SiO2+4HF=SiF4+2H2O.
Фтористоводородная кислота, выпускаемая по ГОСТу, хранится в сосудах из свинца, парафина, воска, эбонита и т.д. Стекло и керамика разлагаются этой кислотой. Второй компонент глинокислоты — соляная кислота существенно влияет на эффективность обработки. Выделяющийся при глинокислотной обработке газообразный SiF с водой образует кремниевую кислоту Н4SiО4, т.е.
SiF4+ 4H2O=H4SiO4+ 4HF.
В нейтральной среде кремниевая кислота выпадает в виде студнеобразного геля и может закупорить пласт. Наличие соляной кислоты в глинокислоте предотвращает выпадение геля, так как в кислой среде кремниевая кислота находится в растворенном виде. Кроме того, соляная кислота переводит менее растворимую соль АlF3 в хорошо растворимую соль АlСl3 в результате следующей реакции
AlF3+3HCl=AlCl3+3HF и AlCl3+3H2O=Al (OH)3 +3HCl.
Если пласт представлен не только глинизированными песчаниками, а содержит и карбонаты, то обработка глинокислотой приводит к выпадению нерастворимой соли СаF2 в результате реакции:
CaCO3+2HF=CaF2+H2O+CO2.
Если песчаники сцементированы карбонатами, то в таких случаях следует вначале обработать скважину соляной кислотой, а затем произвести глинокис-лотную обработку.
Существует четыре вида кислотных обработок: 1) кислотная ванна; 2) простая, массированная и направленная кислотная обработка; 3) глинокислотная обработка; 4) гидрокислотный разрыв пласта. Выбор вида обработки зависит от минерального состава и свойств пласта, цели и очередности проведения кислотной обработки.
Кислотная ванна проводится для очищения забоя от глинистой корки. Она может быть проведена без давления и под давлением. Без давления кислотная ванна осуществляется следующим образом: скважина тщательно промывается водой, водным раствором ПАВ, конденсатом и т.д. Затем закачивается кислотный раствор в скважину в интервале вскрытия. После реакции скважина снова промывается. Если кислотная ванна производится в заполненной газом скважине, то требуемый объем раствора закачивается в насосно-компрессорные трубы, а затем соединяют устье скважины с затрубным пространством. По окончании работ скважина продувается на факел. Кислотная ванна под давлением проводится в скважинах, заполненных жидкостью. Технология проведения кислотной ванны под давлением аналогична технологии кислотной обработки.
Кислотная обработка. Простая кислотная обработка производится для воздействия на пласт кислотой в радиусе зоны проникновения бурового раствора или его фильтра. Последовательность кислотной обработки следующая: сначала промывают забой с целью предварительной очистки. Затем проводят кислотную ванну для удаления глинистой корки, после которой снова промывают забой. Далее закачивают запланированный объем кислоты в пласт. После выдержки требуемой продолжительности для реакции кислоты с породой осваивают скважину.
Массированная кислотная обработка отличается от простой тем, что объем кислотного раствора, закачиваемого в пласт, должен обеспечить кислотой зоны с радиусом в десятки метров. Технология массированной кислотной обработки аналогична технологии простой кислотной обработки.
Направленная кислотная обработка проводится в случае, когда из всей вскрытой толщины необходимо обработать определенный интервал. Технология проведения ее следующая: после глушения скважины башмак фонтанных труб устанавливают у подошвы запланированного к обработке интервала. Затем заполняют продуктивную часть скважины и фонтанные трубы низкофильтрую-щейся жидкостью. Продавливают вязкую жидкость кислотным раствором через фонтанные трубы при открытой задвижке затрубного пространства. Кислотный раствор закачивается до заполнения фонтанных труб и ствола скважины в выбранном для обработки интервале. Расчетное количество кислоты в пласт закачивается при закрытой задвижке затрубного пространства с помощью вязкой низкофильтрующейся жидкости. Выдерживают кислоту в пласте необходимое время, а затем вязкую жидкость заменяют промывочной и осваивают скважину.
Направленную кислотную обработку можно проводить: путем выделения интервала для обработки сдвоенными пакерами; изоляцией интервала обработки снизу песчаной пробкой, а сверху пакером; стимулированием поглощения кислотного раствора давлением, создаваемым струйными перфораторами.
Глинокислотная обработка, как отмечалось, производится в терригенных коллекторах с низким содержанием карбонатных пород. Глинокислотные растворы могут быть использованы для проведения кислотных ванн, простых, массированных и направленных обработок пласта. Состав раствора выбирается после лабораторных опытов с образцами пород месторождения, на котором целесообразно проводить глинокислотную обработку. При этом исследуется и возможность двухрастворной — солянокислотной и глинокислотной обработки пласта. Двухрастворная обработка производится в двух вариантах:
закачкой соляной кислоты в объеме, превышающем объем глинокислоты в 2,5–3,0 раза, что связано с образованием осадков фтористого кальция и магния при контакте соляной кислоты с плавиковой;
закачкой соляной кислоты с последующим удалением продуктов реакции, а затем проведением работ согласно первому варианту.
При двухрастворной обработке пласта скорость закачки, особенно соляной кислоты, должна быть максимальной. При глинокислотной обработке следует избегать продолжительного контакта кислоты с металлом труб.
Гидрокислотный разрыв пласта. Если при проведении кислотной и гли-нокислотной обработки не получена существенная интенсификация притока газа к скважине, то производят гидрокислотный разрыв пласта согласно действующим инструкциям по гидроразрыву пласта, утвержденным Мингазпромом СССР.
Гидравлический разрыв пласта Массированный ГРП — способ интенсификации низкопроницаемых коллекторов
Гидропескоструйная перфорация
Перфорация в газовой среде
Интенсификация добычи газа с помощью взрывчатых веществ
Интенсификация притока газа и конденсата акустическим воздействием на призабойную зону пласта
Интенсификация должна производиться при предварительно оцененного значения депрессии на пласт, чтобы избежать подтягивания конуса подошвенной воды, разрушению призабойной зоны, образованию пробок, гидратов.