- •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.
1. Особенности притока газа к забою газовой скважины.
По назначению скважины подразделяются на:
1) разведочные - предназначены для изучения особенностей геологического строения и размеров залежи, определения продуктивности и параметров пластов
2) эксплуатационные - применяют для управления процессами, протекающими в пласте при разработке и добыче нефти, газа и конденсата из месторождений природных углеводородов. Полученные сведения в процессе эксплуатации этих скважин позволяют получить информацию о параметрах пласта, запасах природных углеводородов, активности водонапорного бассейна
3) наблюдательные (пробуренные в области газо- и нефтеносности) и 4) пьезометрические (пробуренные за внешнем контуром залежи скважины, в области водоносности) предназначены для контроля за процессами, протекающими в залежи.
Особенность эксплуатации газовых скважин:
1) Нарушение линейного закона фильтрации, из-за высоких скоростей движения газа в ПЗП. Описывается уравнением:
Рк2(t)-Pc2(t)=Aq(t)+Bq(t)2 (1)
Рк(t) – пластовое давление в районе данной скважины на момент времени t; Рс(t) – забойное давление в скважине на момент времени t; А и В - коэффициенты фильтрационных сопротивлений; q(t) – дебит газовой скважины в момент времени t, приведенный к атмосферному давлению и стандартной t.
Pпл в районе скважины - Р, которое установилось на забое скважины в результате её длительного простаивания (времени необходимого для выравнивания депрессионной воронки).
2) Искривление линий тока, обусловленное несовершенством скважины по характеру вскрытия и степени вскрытия.
Схема фильтрации флюидов к скважине с двойным видом несовершенства:
Рп – давление на контуре питания; Рс – давление на забое скважины; h – толщина пласта; в – вскрытая толщина пласта; rc – радиус скважины; Rк – радиус контура питания; R – текущий радиус.
3) Двухфазная фильтрация газоконденсатной смеси. Выпадение конденсата в призабойной и прилегающих зонах изменяет значения фильтрационных сопротивлений А и В в (1). Аналогичная картина наблюдается и при обводнении продукции скважины контурной или подошвенной водой.
Если продуктивные пласты сложены рыхлыми, неустойчивыми коллекторами, то возникает необходимость ограничения дебита скважины с целью предотвращения разрушения ПЗП, и как следствие – вынос частиц породы и образование песчаных пробок, эрозионного разрушения оборудования скважин и т.п.
В процессе разработки месторождений ПГ происходит Pпл и Pз, что вызывает деформацию пласта-коллектора. Это приводит к коэффициентов пористости и проницаемости, вызывая образование ''воронок проницаемости и пористости''. Деформационные изменения бывают упругими, упругопластическими и пластическими. В первом случае при восстановлении P скелет пласта может достигать первоначальной структуры. Во втором случае – восстановление P не приводит к полному восстановлению значений коэффициентов пористости и проницаемости. При пластических деформациях восстановление Pпл они остаются на прежнем уровне.
2. Фазовые состояния углеводородных систем: условия равновесия, двухфазная система.
Условия равновесия двухфазной системы
Все ПГ являются многокомпонентными системами.
Если установилось равновесие двухфазной системы, то при данной t парциальные давления любого компонента в паровой и жидкой фазах должны быть равны между собой.
Парциальное давление в паровой фазе: р=yP;
в жидкой фазе: р=хQ;
при установлении равновесия системы: yP=хQ
где у, x – молярная концентрация компонента в паровой, жидкой фазе; Р – общее давление; Q – упругость паров данного компонента при t смеси.
Количественное решение двухфазной системы заключается в количественном распределении на паровую и жидкую фазы всех компонентов этой смеси при заданных P и t.
Уравнение общего баланса распределения компонентов:
L+V=100 (1)
где 100 – число молей первоначальной смеси; L – число молей образовавшейся жидкой фазы; V – число молей паровой фазы.
Материальный баланс по каждому компоненту
A=xL+yV
где А – число молей в первоначальной смеси.
Для получения уравнения параметров жидкой фазы в уравнении (1) следует заменить параметры паровой фазы параметрами жидкой:
y=xQ/p; V=100-L
Затем получаем
А=xL+xQ(100-L)/p=xL+xK(100-L) (2)
Решая его относительно х, получаем
x=A/(100K-(K-L)) (3) уравнение концентраций, т. к. учитывает концентрацию любого компонента в жидкой фазе при заданных значениях Р, t.
Уравнение концентраций паровой фазы:
х=yp/Q; L=100-V
А=yp(100-V)/Q+yV=y(100-V)/K+yV (2)
AK=y[(100-V)+KV]=y[100+V(K-1)]
Для n компонентов первоначальной смеси будет n уравнений + одно уравнение
х1+х2+…+xn=1
y1+у2+…+уn=1
Для n+1 неизвестных будет столько же уравнений. Окончательное уравнение для определения параметров жидкой фазы имеет вид:
A1/(100K1-(K1-1)L)+…+ An/(100Kn-(Kn-1)L)=1