Из формулы притока газа к вертикальной скважине следует, что в одном уравнении имеются два неизвестных коэффициента сопротивлений, а именно a и b.

При известных значениях величин пластового и забойного давлений и дебитов для определения коэффициентов a и b необходимо как минимум два уравнения притока с одинаковыми значениями a и b.Однако, учитывая возможные ошибки при определении пластовых и забойных давлений и дебитов, приводящие к большим погрешностям в величинах a и b, двухрежимный метод не получил широкого распространения, хотя математически такой метод не требует дополнительного обоснования.

Широкое применение получил графический метод определения коэффициентов a и b, требующий исследовать скважины на не менее чем пяти режимах. При этом от двух до трех режимов из них должны проводиться повторно обратным ходом, то есть с большего дебита на меньший, с целью про-верки данных, полученных при сравнительно небольших дебитах, когда возможны наличие столба жидкости на забое. Очень часто на промыслах число режимов, особенно если они охватывали весь диапазон изменения дебита с минимального до максимального, приводит к неправильной интерпретации результатов.

Коэффициенты фильтрационного сопротивления, определяются по формулам

, (2.2)

Где м (P,T) - коэффициент вязкости газа, зависящий от давления и температуры;

z(P,T) - коэффициент сверхсжимаемости газа, зависящий от давления и температуры;

P_ат - атмосферное давление;

T_пл - температура пласта;

k(P) - коэффициент проницаемости пласта;

h - толщина пласта;

T_ст - стандартная температура;

R_к и R_c - радиусы контура питания и скважины;

C₁- коэффициент несовершенства по степени вскрытия пласта;

C₂ - коэффициент несовершенства по характеру вскрытия пласта.

, (2.3)

Где с_ат - плотность газа при атмосферных условиях;

l - коэффициент макрошероховатости пласта;

C₃ - коэффициент несовершенства по степени вскрытия пласта при квадратичной составляющей в формуле 2.1;

C₄ - коэффициент несовершенства по характеру вскрытия пласт при квадратичной составляющей в формуле 2.1.[3]

Формулы (2.2) и (2.3) характеризуют структуры коэффициентов a и b.

Пересчет коэффициентов фильтрационного сопротивления вертикальных скважин на горизонтальные скважины

На практике зачастую требуется провести предварительную оценку целесообразности бурения горизонтальной скважины на месторождении, которое разрабатывается сеткой вертикальных скважин и, следовательно, информации о горизонтальной проводимости пласта нет.

В таких случаях допустимо использование метода пересчета коэффициентов фильтрационного сопротивления вертикальных скважин на горизонтальные скважины, предложенного профессором З.С. Алиевым в работе.

Неоднородность пласта в вертикальном и горизонтальном направлениях характеризуется параметром анизотропии, то есть отношением вертикальной проницаемости к горизонтальной. Параметр анизотропии пласта имеет существенное значение при прогнозировании технологического режима эксплуатации скважин, вскрывших пласты с подошвенной водой или нефтяной оторочкой, при оценке возможности прорыва газа в скважину через перфорированный нефтенасыщенный интервал, при изучении взаимодействия пропластков многопластовых залежей и др. Неоднородность пласта по проницаемости в вертикальном и горизонтальном направлениях изучается в основном экспериментальным путем. В настоящее время в работе предложен метод определения параметра анизотропии, в частности вертикальной проницаемости пласта по данным КВД расчетным путем. Оценить величину параметра анизотропии пласта позволяет кривая восстановления давления (КВД), снятая в скважинах, вскрывших анизотропный пласт.

В случае если же пласт изотропен, а также уже определены коэффициенты фильтрационного сопротивления вертикальной скважины a_в и b_в необходимость обработки КВД в других координатах не требуется.

Используя результаты исследования вертикальных скважин по известным коэффициентам фильтрационного сопротивления вертикальной скважины a_в и b_в можно определить коэффициенты фильтрационного сопротивления горизонтальной скважины a_г и b_г

, (2.4)

где R_к и R_с - радиусы контура питания и скважины;

C₁- коэффициент несовершенства по степени вскрытия пласта;

a^* - определяется по формуле



, (2.5)

где м - коэффициент вязкости газа;

z - коэффициент сверхсжимаемости газа;

P_ат - атмосферное давление;

T_пл - температура пласта;

k - коэффициент проницаемости пласта;

T_ст - стандартная температура;

, (2.6)

Где C₂ - коэффициент несовершенства по степени вскрытия пласта;

b^* - определяется по формуле

, (2.7)

где с - плотность газа;

l - коэффициент макрошероховатости пласта.

По известным коэффициентам фильтрационного сопротивления вертикальной скважины a_в и b_в из уравнений (2.4) и (2.6) определяют параметры a^*и b^*. Далее используя значения параметров a^*, b^*и аналитические структуры коэффициентов фильтрационного сопротивления a_г и b_г. В формуле притока газа к горизонтальной скважине полностью вскрывшей полосообразный фрагмент залежи определяется значения a_г и b_г.

, (2.8)

где Р_пл и Р_з - соответственно пластовое и забойное давления;

и - коэффициенты фильтрационного сопротивления;

Q - дебит скважины.

, (2.9)

, (2.10)

где L - длина горизонтального участка.

(2.11)

Это означает, что параметры a^*и b^*, найдены по результатам исследования вертикальной скважины могут быть использованы и для горизонтальных скважин.

C учетом формул (2.9) и (2.10) получим следующую формулу для определения дебита горизонтальной газовой скважины, полностью вскрывшей изотропный полосообразный пласт

(2.12)

Результаты расчета a_г и b_г для скважин приведены в таблице 2.3.

Таблица 2.3

Исходные данные и результаты расчетов производительности горизонтальных скважин №№14003, 285, 386 в случае изотропного пласта, при различных длинах горизонтального ствола

№ скв.	Рпл	Рз	Qг	Qв	aв	bв	а*	b*	aг	bг	Rк	Rс	h	р	h1	L
	МПа	МПа	тыс. мі/сут	тыс. мі/сут	МПа2*сут / тыс.м3	МПа сут /тыс. м32			Мпа 2* сут/тыс.м3	(МПа сут /тыс.м3)2	м	м	м		м	м
14003	6,9627	6,1782	393	380	0,01682	0,000027	0,2079	0,0487	0,025860	0,00000090	500	0,076	34,6	3,14	17,2	120
285	7,0608	6,4724	466	420	0,01100	0,000019	0,1123	0,0232	0,016809	0,00000060	500	0,076	28,6	3,14	14,2	120
386	7,3550	6,0801	540	460	0,02011	0,000037	0,2750	0,0819	0,031022	0,00000127	500	0,076	38,3	3,14	19,1	120
14003	6,9627	6,1782	492	380	0,01682	0,000027	0,2079	0,0487	0,020688	0,00000058	500	0,076	34,6	3,14	17,2	150
285	7,0608	6,4724	582	420	0,01100	0,000019	0,1123	0,0232	0,013447	0,00000038	500	0,076	28,6	3,14	14,2	150
386	7,3550	6,0801	675	460	0,02011	0,000037	0,2750	0,0819	0,024817	0,00000081	500	0,076	38,3	3,14	19,1	150
14003	6,9627	6,1782	655	380	0,01682	0,000027	0,2079	0,0487	0,015516	0,00000032	500	0,076	34,6	3,14	17,2	200
285	7,0608	6,4724	777	420	0,01100	0,000019	0,1123	0,0232	0,010085	0,00000022	500	0,076	28,6	3,14	14,2	200
386	7,3550	6,0801	900	460	0,02011	0,000037	0,2750	0,0819	0,018613	0,00000046	500	0,076	38,3	3,14	19,1	200

Из результатов расчетов видно, что при небольшой длине горизонтального участка ствола дебита вертикальных и горизонтальных скважин близки с увеличением L_г от L_г = 120 до L_г = 200 происходит существенный рост дебита скважины.

Если пласт анизотропный, то коэффициенты a_г и b_г будут иметь вид

, (2.13)

, (2.14)

, (2.15), . (2.16)

Различие вертикальной и горизонтальной проницаемостей оценивается параметром анизотропии т. е. отношением вертикальной проницаемости (K_в) к горизонтальной (K_г)

, (2.17)

где K_в - вертикальная проницаемость;

K_г - горизонтальная проницаемость.

Используя коэффициенты a_г и b_г можно оценить текущую производительность проектных горизонтальных скважин при различных длинах горизонтального ствола и значениях анизотропии (таблицы 2.4-2.6).

Таблица 2.4

Зависимость дебита горизонтальной скважины №14003 от длины и параметра анизотропии

коэфф-т анизотропии	L	а*	b*	aг	bг	Q
	м			Мпа 2*сут/тыс.м3	(МПа сут/тыс.м3)2	тыс.мі/сут
1	120	0,20786	0,04868	0,025860	0,6·10-6	393
1	150	0,20786	0,04868	0,020688	0,38·10-6	492
1	200	0,20786	0,04868	0,015516	0,22·10-6	655
0,5	120	0,20786	0,04868	0,050645	2,13·10-6	201
0,5	150	0,20786	0,04868	0,040516	1,36·10-6	251
0,5	200	0,20786	0,04868	0,030387	0,76·10-6	335
0,3	120	0,20786	0,04868	0,083363	5,59·10-6	122
0,3	150	0,20786	0,04868	0,066690	3,58·10-6	153
0,3	200	0,20786	0,04868	0,050018	2,01·10-6	204
0,1	120	0,20786	0,04868	0,241457	4,54·10-5	42
0,1	150	0,20786	0,04868	0,193165	2,91·10-5	53
0,1	200	0,20786	0,04868	0,144874	1,6·10-5	70

Таблица 2.5

Зависимость дебита горизонтальной скважины №285 от длины и параметра анизотропии

коэффициент анизотропии	L	а*	b*	aг	bг	Q
	м			Мпа 2*сут/тыс.м3	(МПа сут/тыс.м3) 2	тыс.мі/сут
1	120	0,11232	0,0232	0,016809	0,6·10-6	466
1	150	0,11232	0,0232	0,013447	0,38·10-6	582
1	200	0,11232	0,0232	0,010085	0,22·10-6	777
0,5	120	0,11232	0,0232	0,032983	2,13·10-6	238
0,5	150	0,11232	0,0232	0,026386	1,36·10-6	297
0,5	200	0,11232	0,0232	0,019790	0,76·10-6	396
0,3	120	0,11232	0,0232	0,054288	5,59·10-6	145
0,3	150	0,11232	0,0232	0,043430	3,58·10-6	181
0,3	200	0,11232	0,0232	0,032573	2,01·10-6	241
0,1	120	0,11232	0,0232	0,156515	4,54·10-5	50
0,1	150	0,11232	0,0232	0,125212	2,91·10-5	63
0,1	200	0,11232	0,0232	0,093909	1,6·10-5	84

Таблица 2.6

Зависимость дебита горизонтальной скважины № 386 от длины и параметра анизотропии

коэффициент анизотропии	L	а*	b*	aг	bг	Q
	м			МПа2*сут/тыс.м3	(МПа сут/тыс.м3)2	тыс.мі/сут
1	120	0,275	0,0819	0,031022	1,27·10-6	540
1	150	0,275	0,0819	0,024817	0,81·10-6	675
1	200	0,275	0,0819	0,018613	0,46·10-6	900
0,5	120	0,275	0,0819	0,060673	4,35·10-6	277
0,5	150	0,275	0,0819	0,048539	2,78·10-6	346
0,5	200	0,275	0,0819	0,036404	1,56·10-6	461
0,3	120	0,275	0,0819	0,099853	1,13·10-5	168
0,3	150	0,275	0,0819	0,079882	0,72·10-5	210
0,3	200	0,275	0,0819	0,059912	0,41·10-5	281
0,1	120	0,275	0,0819	0,28979	9,17·10-5	58
0,1	150	0,275	0,0819	0,231832	5,87·10-5	73
0,1	200	0,275	0,0819	0,173874	3,30·10-5	97

Рисунок 2.5 - Зависимость производительности скважины №14003 от длины горизонтального ствола и значении коэффициента анизотропии

Рисунок 2.6 - Зависимость производительности скважины №285 от длины горизонтального ствола и значении коэффициента анизотропии



Рисунок 2.7 - Зависимость производительности скважины №386 от длины горизонтального ствола и значении коэффициента анизотропии

Из приведенных графиков зависимостей следует, что существенное увеличение дебита происходит при увеличении длинны горизонтального ствола и величины коэффициента анизотропии [4].



3. Методы определения забойного давления в горизонтальных скважинах различных конструкций

Конструктивные особенности горизонтальных скважин, к которым относятся: радиус кривизны для перехода ствола от вертикального направления к горизонтальному, наличие фонтанных труб в горизонтальном участке ствола, а также профиль вскрытия пласта требуют учета этих особенностей при раз-работке методов определения забойного давления таких скважин. Наличие жидкой фазы в продукции скважин из-за их конструктивных особенностей, связанных с профилем ствола, является существенным фактором, влияющим на точность определения забойного давления горизонтальных скважин. Из изложенного выше следует, что при разработке методов для определения забойного давления горизонтальных скважин необходимо учесть следующие факторы:

- радиус кривизны, используемый для перехода ствола от вертикального направления к горизонтальному

- профиль горизонтального участка ствола.

- оборудование горизонтального участка, частично или полностью вскрытого фонтанными трубами

- наличие в продукции скважины жидкой фазы.

В реальных условиях имеются горизонтальные скважины с большим, средним и малым радиусом кривизны R_крi, в частности, условно принято, что R_{кр б} ? 150 м, R_{кр ср} = (12-150) м и R_{кр м} = (4-12) м. Теоретически общий вид формулы для определения забойного давления горизонтальных скважин с различными радиусами кривизны должен быть единым. Однако, для практических расчетов использование общей методики определения забойного давления, разработанной для любой величины радиуса кривизны при малом радиусе кривизны нецелесообразно, так как при величине радиуса кривизны 4 м ? R_{кр м} ? 12 м потери давления на этом участке составляют сотые доли атмосфер.

Поэтому по величине радиуса кривизны ствола рекомендуется два метода:

- расчет забойного давления горизонтальной скважины с большим и со средним радиусами кривизны;

- расчет забойного давления горизонтальной скважины с малым радиусом кривизны.

Схемы горизонтальных скважин с различными радиусами кривизны представлены на рисунке 3.1.[5]

Ниже приведены методы определения забойного давления в горизонтальной скважине различных конструкций при наличии и отсутствии в ее продукции жидкости.

Рисунок 3.1 Схемы горизонтальных скважин: а - с большим; б - со средним; в - с малым радиусом кривизны

3.1 Определение давления у башмака фонтанных труб в горизонтальных скважинах с большим и со средним радиусами кривизны при отсутствии жидкости в продукции скважины и фонтанных труб в горизонтальном участке ствола

Определение давления у башмака фонтанных труб горизонтальной скважины с большим или со средним радиусом кривизны при отсутствии в продукции скважины жидкой фазы и фонтанных труб в горизонтальном участке ствола должно определяться по формуле



(3.1)

где безразмерные параметры S_в и S_иск определяются из равенств

(3.2)

с - относительная плотность газа;

Н_в - глубина вертикального участка ствола;

Н_иск - вертикальная составляющая искривленного участка.

Значения параметров и определяются из зависимостей:

, (3.3)

, (3.4)

где Т_у - температура газа на устье скважины;

Т_к.в. Т_к.иск. - температура газа у конечных сечений вертикального и искривленного участков;

Р_кв, Р_к.иск, и Р_кр - соответственно давление на концах вертикального, искривленного, критическое давление газа.

Входящие в формулу (3.1) параметры _в, и _иск определяются по формулам

, (3.5)



где d_в, d_иск, D_экс - внутренние диаметры фонтанных труб и эксплуатационной колонны по которым движется газ;

л_в, л_иск, - коэффициенты гидравлического сопротивления труб.

Значение параметра

, (3.6)

где L_иск - длина участка дуги с радиусом R_иск, равная L_иск = 2 R_иск/360 - угол образующегося между начальным и конечным сечениями искривленного участка. При = 90⁰ длина будет L_иск = 2 R_иск/4 и эта величина больше, чем вертикальная составляющая искривленного участка Н_иск, входящая в формулу (3.2). Расчет забойного давления в горизонтальной скважине по формулам (3.1)-(3.6) ведется методом последовательных приближений, так как в реальных условиях значения давлений и температур на конечных сечениях вертикального и искривленного участков неизвестны. Результаты расчетов давления у башмака фонтанных труб трех горизонтальных скважин с большим и средним радиусами кривизны представлены в таблице 3.1 [6]

Таблица 3.1

Результаты расчетов давления у башмака фонтанных труб скважин №14060,15072,15073

№ скв.	Q, тыс.мі/сут	Pу, МПа	Hв, м	Rкр, м	dк, м	dНКТ, м	Pб МПа
14060	120	4,118	1000	700	0,178	0,1	4,932
						0,088	5,044
						0,076	5,297
						0,062	6,109
14060	120	4,118	1200	500	0,178	0,1	4,925
						0,088	5,030
						0,076	5,297
						0,062	6,039
14060	120	4,118	1450	250	0,178	0,1	4,917
						0,088	5,015
						0,076	5,237
						0,062	5,958
15072	100	5,982	1000	700	0,178	0,1	7,092
						0,088	7,145
						0,076	7,267
						0,062	7,687
15072	100	5,982	1200	500	0,178	0,1	7,089
						0,088	7,138
						0,076	7,254
						0,062	7,649
15072	100	5,982	1450	250	0,178	0,1	7,086
						0,088	7,131
						0,076	7,238
						0,062	7,607
15073	125	8,041	1000	700	0,178	0,1	9,579
						0,088	9,638
						0,076	9,776
						0,062	10,252
15073	125	8,041	1200	500	0,178	0,1	9,599
						0,088	9,653
						0,076	9,782
						0,062	10,224
15073	125	8,041	1450	250	0,178	0,1	9,572
						0,088	9,623
						0,076	9,744
						0,062	10,161

3.2 Определение давления у башмака фонтанных труб в горизонтальных скважин с малым радиусом кривизны при отсутствии жидкости в ее продукции и фонтанных труб в горизонтальном участке ствола

Как было отмечено выше, в настоящее время горизонтальный участок ствола может быть пробурен при радиусе кривизны R_иск = (4-12) м. Теоретически для определения забойного давления у башмака с любым радиусом кривизны следует использовать формулу (3.1). В частности, формула (3.1) при расчете давления у башмака фонтанных труб в горизонтальной скважине с малым радиусом кривизны может быть заменена на

, (3.7)

где параметр S_в определяется из равенства

. (3.8)

Это означает, что при малом радиусе кривизны существует возможность исключать из расчета слагаемое, связанное с искривленным участком, но при этом добавлять к глубине вертикального участка ствола Н_в радиус кривизны R_иск, т.е. вместо Н_в использовать величину Н_в + R_иск, как это сделано в формуле (3.8). При определении Z_{ср в} и Т_{ср в} необходимо учесть дополнение к вертикальной глубине Н_в следующим образом

(3.9)

С учетом этих поправок значения параметра _в должен быть определен по формуле

, (3.10)

где d_ф - внутренние диаметры фонтанных труб;

_в - коэффициенты гидравлического сопротивления фонтанных труб; Т_ср.в. - средняя температура на вертикальном участке ствола;

Z_ср.в. - коэффициент сверхсжимаемости газа при средних по длине вертикального участка давления и температуры.

Результаты расчетов давления у башмака фонтанных труб трех горизонтальных скважин с малым радиусом кривизны представлены в таблице 3.2.

Следует отметить, что значения коэффициента гидравлического сопротивления труб _i, входящие в формулы (3.5) и (3.10) зависят от диаметра и шероховатости труб, скорости движения потока, режима течения и др.

Таблица 3.2

Результаты расчетов давления у башмака фонтанных труб скважин №14060, 15072, 15073

№ скв	Q, тыс.мі/сут	Pу, МПа	Hв, м	Rкр, м	dк, м	dНКТ, м	Pб, МПа
14060	120	4,118	1700	8	0,1778	0,1	4,915
						0,088	5,006
						0,076	5,214
						0,062	5,893
15072	100	5,982	1700	8	0,1778	0,1	7,089
						0,088	7,132
						0,076	7,232
						0,062	7,577
15073	125	8,041	1700	8	0,1778	0,1	9,578
						0,088	9,626
						0,076	9,738
						0,062	10,128

3.3 Методика определения давления у башмака фонтанных труб для различных длин и диаметров на горизонтальном участке

Определение забойного давления в горизонтальных скважинах с большим и средним радиусами кривизны при отсутствии в их продукции жидкости и частично оборудованных фонтанными трубами

В горизонтальных скважинах, частично оборудованных в горизонтальном участке фонтанными трубами необходимы методы, позволяющие определить забойное давление у башмака фонтанных труб, у торца ствола и в затрубном пространстве.

Забойное давление у башмака фонтанных труб в горизонтальной скважине (рисунок 3.3) необходимо определить по формуле

, (3.11)

;;

, (3.12)

где h_фi - отклонение башмака фонтанных труб от горизонтали вверх или вниз (рисунок 3.3). Если профиль горизонтального участка ствола не восходящий или не нисходящий, то h_фi будет равным h_фг = 0, и, следовательно, параметр S_бфi также будет равен нулю, т.е. S_бфi = 0.

Рисунок 3.2 - Схема горизонтальной скважины, частично оборудованной фонтанными трубами на горизонтальном участке ствола

Входящие в формулу (3.11) параметры _в, _иск и _г.бф должны определяться по формулам

, (3.13)

, (3.14)

, (3.15)

, (3.16)

где d_гф - диаметр фонтанных труб в горизонтальном участке ствола;

Z_{ср гф} - коэффициент сверхсжимаемости газа при средних значениях давления и температуры в пределах длины фонтанных труб в горизонтальном участке;

Т_ср.гф - температура газа в пределах длины фонтанных труб в горизонтальном участке.

Значения Z_{ср гф} и Т_{ср гф} определяются по равенствам

,

(3.17)

где Т_{к иск} и Р_{к иск} - температура и давление на конечном сечении искривленного участка;

Т_бф и Р_бф - температура и давление у башмака фонтанных труб;

_гф - коэффициент гидравлического сопротивления фонтанных труб в горизонтальном участке ствола;

L_гф - длина фонтанных труб в горизонтальном участке [7].

Определение давления в затрубном пространстве горизонтальных скважин с большим и со средним радиусами кривизны, частично оборудованных фонтанными трубами при отсутствии жидкости в их продукции Суммарный дебит горизонтальной скважины, частично оборудованной фонтанными трубами у башмака, состоит из притока газа в затрубное пространство и от башмака этих труб до торца к горизонтальной скважине, т.е.

(3.18)

При этом существенный интерес представляет характер изменения дебита в затрубном пространстве и от башмака фонтанных труб до торца скважины.

Для определения давления в затрубном пространстве горизонтального участка ствола необходимо сначала определить по известным устьевым давлениям и дебитам забойное давление у башмака фонтанных труб, используя при этом формулы (3.11)-(3.17).

Далее, ориентируясь на результаты расчетов по распределению дебита, как линейной связи между длиной ствола и дебитом, полученной для принятого постоянного значения коэффициента продуктивности, разделить суммарный дебит, использованный при определении забойного давления у башмака фонтанных труб на две части пропорционально длине горизонтального ствола. С таким предположением, в зависимости от длины фонтанных труб в горизонтальном участке ствола, был разделен дебит горизонтальной скважины и использован для определения давления в затрубном пространстве. Таким образом, при предположении о том, что дебит газа из затрубного пространства известен, забойное давление в этом пространстве должно определяться следующим образом. Кольцевое затрубное пространство заменяется круговым сечением с эквивалентным диаметром D_экв через равенство

(3.19)

где D_в.экс, d_н.ф - внутренний диаметр эксплуатационной колонны и наружный диаметр фонтанных труб, а гидравлический диаметр из равенства

(3.20)

Тогда, вместо d⁵_ф вставим следующую формулу

(3.21)

С учетом формул (3.19)(3.21) давление в затрубном пространстве горизонтальной скважины должно определяться по формуле

, (3.22)

где Р_{з бф} - давление у башмака фонтанных труб;

_{г зат} - параметр, определяемый по формуле

, (3.23)

где _зат - коэффициент гидравлического сопротивления при движении газа по затрубному пространству;

L_гф - длина фонтанных труб, т.е. затрубного пространства в горизонтальном участке ствола;

Т_{ср заб} - средняя температура газа на участке с длиной L_гф определяемая по формуле

(3.24)

Z_{ср заб} - коэффициент сверхсжимаемости газа в интервале с длиной L_гф и определяется в зависимости от



, (3.25)

где Р_вход, Т_вход - давление и температура у входа горизонтального ствола в продуктивный пласт;

Р_збф, Т_бф - давление и температура у башмака фонтанных труб.

Величина коэффициента гидравлического сопротивления _зат при движении газа по затрубному пространству с учетом потерь давления на местные сопротивления в соединительных узлах фонтанных труб может быть оценена по формуле

, (3.26)

где _экв - коэффициент гидравлического сопротивления труб с эквивалентным диаметром;

D_экв; D_экс, d_нф - соответственно диаметр эксплуатационной колонны и внешний диаметр фонтанных труб;

D_м - диаметр соединительных муфт;

l - длина одной фонтанной трубы.

Значение _экв, т.е. коэффициента гидравлического сопротивления труб с эквивалентным диаметром D_экв, определяемый по формуле (3.19). Таким образом, для определения давления в затрубном пространстве горизонтальных скважин с большим и со средним радиусами кривизны частично оборудованных фонтанными трубами при отсутствии в их продукции жидкости сначала необходимо вычислить давление у башмака фонтанных труб, а затем, используя формулы (3.19) (3.26), давление в затрубном пространстве на любом сечении длиной L_фi при соответствующих знаках Т_{ср заб}, Z_{ср заб}, d_нф, D_{в обс}, D_м и Q_{зат ф}.

Определение забойного давления в горизонтальных скважинах с малым радиусом кривизны и частично оборудованных фонтанными трубами при отсутствии в их продукции жидкости

Как было отмечено, при малом радиусе кривизны ствола существует возможность упростить формулу (3.11), сохраняя при этом высокую точность определения забойного давления. Такое упрощение возможно путем исключения из формулы (3.11) слагаемых, связанных с радиусом кривизны, в частности, параметров S_иск и _иск. Тогда для горизонтальной скважины с малым радиусом кривизны формула (3.11) примет вид

, (3.27)

где ;

R_иск.м - радиус кривизны искривленного участка, используемого для перехода ствола от вертикального направления к горизонтальному с малым радиусом.

Величина S_бфi связана с профилем горизонтального участка, который может быть восходящий, горизонтальный и нисходящий и определяется по формуле (3.12). Если профиль горизонтального участка восходящий, то знак параметра S_бфв будет отрицательный, а если нисходящий, то положительный. Параметры _в и _гф должны быть определены по формулам

, (3.28)

, (3.29)

, (3.30)

Т_срг - средняя температура газа в пределах горизонтального участка фонтанных труб и должна определяться по формуле



, (3.31)

где Т_к.иск, Т_бф - соответственно температура газа у конца искривленного участка и башмака фонтанных труб;

L_гф - длина фонтанных труб в горизонтальном участке;

_гф - коэффициент гидравлического сопротивления фонтанных труб в горизонтальном участке ствола;

Z_ср.гф - коэффициент сверхсжимаемости газа при условиях Р_ср.гф и Т_ср.гф. [8].

3.4 Методика определения устьевого давления в горизонтальных скважинах при различных длинах и диаметрах обсадных колонн, фонтанных труб, дебитах скважины и радиусах кривизны

Определение устьевого давления при отсутствии на горизонтальном участке фонтанных труб и жидкости в продукции

Для расчета устьевого давления в горизонтальных скважинах не оборудованных фонтанными трубами на горизонтальном участке (рисунок 3.3), необходимо определить: забойное давление по известным пластовому давлению Р_пл. и депрессии на пласт ?Р по следующей формуле

(3.32)

Далее по формулам для определения устьевого давления при отсутствии на горизонтальном участке фонтанных труб и жидкости в добываемом газе

(3.33)



где

, (3.34)

, (3.35)

, (3.36)

, (3.37)

где - относительная плотность газа по воздуху;

H_вер - глубина вертикального участка;

Н_иск - вертикальная составляющая искривленного участка, равная R_иск;_.

L_гор - длина горизонтального участка.

Рисунок 3.3 - Схема горизонтальной скважины, не оборудованной на горизонтальной участке фонтанными трубами

Т_ср.вер., Т_ср.иск., Z_ср.вер., Z_ср.иск., Р_ср.вер., Р_{ср.иск..} необходимо определять по следующим формулам

;;

(3.38)

;;

(3.39)

л_вер, л_иск., л_гор. - коэффициенты гидравлического сопротивления труб.

Как правило d_фт.вер., d_фт.иск., d_фт.гор. При отсутствии фонтанных труб на горизонтальном участке л_гор ? л_вер и л_гор ? л_иск.

, (3.40)

где

Результаты расчетов зависимости устьевого давления от радиуса кривизны и диаметра НКТ, при отсутствии жидкости в продукции скважины представлены в таблице 3.5 и рисунках 3.4-3.6.

Таблица 3.5

Результаты расчетов зависимости устьевого давления от радиуса кривизны и диаметра НКТ скважин №№14060,15072, 15073

14060	15072	15073
Pпл	6,570	Pпл	10,0	Pпл	15,98
?Р	0,686	?Р	2,65	?Р	4,7
Pу	Rкр	dнкт	Pу	Rкр	dнкт	Pу	Rкр	dнкт
МПа	м	мм	МПа	м	мм	МПа	м	мм
4,186	100	0,062	5,637	100	0,062	8,892	100	0,062
4,780		0,076	5,982		0,076	9,215		0,076
4,934		0,088	6,076		0,088	9,304		0,088
4,076	300	0,062	5,508	300	0,062	8,692	300	0,062
4,680		0,076	5,859		0,076	9,020		0,076
4,835		0,088	5,954		0,088	9,110		0,088
3,966	500	0,062	5,381	500	0,062	8,495	500	0,062
4,581		0,076	5,737		0,076	8,828		0,076
4,738		0,088	5,833		0,088	8,920		0,088

Определение устьевого давления при наличии на горизонтальном участке фонтанных труб и отсутствии жидкости в продукции скважины

При расчёте устьевого давления горизонтальной скважины большую роль играет её конструкция. В основном это касается глубины спуска НКТ.

Рисунок 3.4 - Зависимость устьевого давления от радиуса кривизны скважины №14060

Рисунок 3.5 - Зависимость устьевого давления от радиуса кривизны скважины №15072



Рисунок 3.6 - Зависимость устьевого давления от радиуса кривизны скважины №15073

Принципиальная схема горизонтальной скважины с частично оборудованным фонтанными трубами горизонтальным стволом представлена на рисунке 3.7.

Рисунок 3.7 - Схема горизонтальной скважины частично оборудованной фонтанными трубами на горизонтальном участке

Устьевое давление горизонтальной скважины частично оборудованной фонтанными трубами на горизонтальном участке определяется по формуле

(3.41)



параметры S_в, S_иск определяются из равенств:

, (3.42)

, (3.43)

с? - относительная плотность газа;

Н_в - глубина вертикального участка ствола;

Н_иск - вертикальная составляющая искривленного участка;

Z_ср.в, Т_ср.в, Z_ср.иск., Т_ср.иск. - средневзвешенные коэффициенты сверхсжимаемости и температуры газа на вертикальном и искривленном участке. Значения этих параметров определяются из зависимостей

, (3.44)

, (3.45)

(3.46)

где Т_у - температура газа на устье скважины;

Т_к.в. Т_к.иск. - температура газа у конечных сечений вертикального и искривленного участков;

Р_кв, Р_{к иск} и Р_кр - соответственно давление на концах вертикального, искривленного участков и критическое давление газа.

Параметры _в, _иск, _г, _г.нкт определяются по формулам

, (3.47)

, (3.48)

, (3.49)

, (3.50)

где d_в, d_иск, d_г.нкт, D_экс - внутренние диаметры фонтанных труб и эксплуатационной колонны;

л_в, л_иск, л_г, л_г.нкт - коэффициенты гидравлического сопротивления НКТ и эксплуатационной колонны.

Значение параметра

(3.51)

где L_иск - длина дуги с радиусом R_иск,

Рассмотрим случай, когда НКТ спущены до конца искривлённого участка.

Расчёт устьевого давления для скважины такой конструкции аналогичен приведенному выше. Исключение составит лишь слагаемое, характеризующее потери давления на горизонтальном участке.

(3.52)

Параметр и_г рассчитывается по формуле (3.39). Параметры _в, _иск, S_в, S_иск определяются по формулам (3.37), (3.38), (3.33) и (3.34) соответственно.

Результаты расчета зависимости устьевого давления от длины и диаметра фонтанных труб, при отсутствии жидкости в продукции скважины представлены в таблице 3.6 и рисунке 3.8.

Таблица 3.6

Результаты расчета зависимости устьевого давления от длины и диаметра фонтанных труб скважины №14060

dнкт	0,062	0,062	0,062	0,076	0,076	0,076	0,088	0,088	0,088
Lнкт	100	250	350	100	250	350	100	250	350
Pу	4,1002	4,0200	3,9655	4,7517	4,7288	4,7134	4,9181	4,9080	4,9012
Pз	5,884

Рисунок 3.8 - Зависимость устьевого давления от длины и диаметра фонтанных труб скважины №14060

3.5 Определение устьевого давления при отсутствии фонтанных труб в горизонтальном участке и наличии жидкости в продукции скважины

Устьевое давление в горизонтальной скважине с большим и со средним радиусами кривизны при наличии жидкости в ее продукции и отсутствии фонтанных труб в горизонтальном участке может быть определено по формуле (3.33), но с учетом наличия жидкости в потоке газа:

, (3.53)

(3.54)

Все параметры, входящие в формулу (3.54), остаются прежними, с добавлением параметра , связанного с истинным газосодержанием газожидкостного потока. Величина истинного газосодержания , входящего в структуру формулы параметра , определяемого из равенства

, (3.55)

где - истинное газосодержание потока на произвольном сечении горизонтального участка ствола длиной L_г практически всегда неизвестно, так как его величина тесно связана с термобарическими условиями, т.е. Р и Т, которые являются переменными по длине ствола. Поэтому для практических расчетов, в частности для определения устьевого давления по стволу скважины различных конструкций истинное газосодержание потока заменяется расходным газосодержанием, обозначенным в данном случае через . Это означает, что

, (3.56)

где Q_ж и Q_гр - объемные расходы жидкости и газа в рабочих условиях Р и Т. Объемный расход газа в данном случае имеет размерность тыс.м³/сут при Р_ср и Т_ср в пределах длины горизонтального участка и определяется по формуле:

(3.57)

Параметры _в, _иск и _г в формуле (3.62) определяются по равенствам

,

, (3.58)

,

где _см.в, _см.иск и _см.г -коэффициенты гидравлического сопротивления труб, в зависимости от диаметра фонтанных труб в вертикальном и искривленном участках и обсадных колонн на горизонтальном участке, определяемые на горизонтальном участке по формуле:

(3.59)

Для вертикального и искривленного участков величины _см.в и _см.иск должны быть также определены по формуле (3.38), но при условии, что D_экс заменена на d_ф.в и d_ф.иск, т.е. диаметры фонтанных труб на этих участках. Р_ср.г, Т_ср.г - средние по длине горизонтального участка давление и температура. Q_см - объемный расход газожидкостной смеси, определяемый по формуле

, (3.60)

где G_г и G_ж - массовые расходы газа и жидкости; _см - плотность смеси. Величины G_г и G_ж определяются равенствами

; (3.61)

Используя формулы (3.34) (3.40), по исходному равенству (3.32) можно приближенно вычислить устьевое давление в горизонтальной скважине с большим и со средним радиусами кривизны при наличии жидкости в продукции скважин [9].

Результаты расчетов зависимости устьевого давления от радиуса кривизны и диаметра НКТ, при наличии жидкости в продукции скважин представлены в таблице 3.7.



Таблица 3.7

Результаты расчетов зависимости устьевого давления от радиуса кривизны и диаметра НКТ, при наличии жидкости в продукции скважин №№14060,15072,1573

14060	15072	15073
без жидкости	Pпл	6,570	без жидкости	Pпл	10,0	без жидкости	Pпл	15,98
	?Р	0,686		?Р	2,65		?Р	4,7
Pу	Pу	Rкр	dнкт	Pу	Pу	Rкр	dнкт	Pу	Pу	Rкр	dнкт
МПа	МПа	м	мм	МПа	МПа	м	мм	МПа	МПа	м	мм
4,186	4,075	100	0,062	5,637	5,411	100	0,062	8,892	8,549	100	0,062
4,780	4,610		0,076	5,982	5,757		0,076	9,215	8,875		0,076
4,934	4,772		0,088	6,076	5,855		0,088	9,304	8,966		0,088
4,076	3,897	300	0,062	5,508	5,285	300	0,062	8,692	8,353	300	0,062
4,680	4,511		0,076	5,859	5,636		0,076	9,020	8,685		0,076
4,835	4,675		0,088	5,954	5,735		0,088	9,110	8,777		0,088
3,966	3,787	500	0,062	5,381	5,160	500	0,062	8,495	8,161	500	0,062
4,581	4,413		0,076	5,737	5,517		0,076	8,828	8,498		0,076
4,738	4,579		0,088	5,833	5,617		0,088	8,920	8,591		0,088

3.6 Определение устьевого давления при различных дебитах и длинах горизонтального ствола, отсутствии жидкости в продукции скважины и фонтанных труб на горизонтальном участке ствола

Устьевое давление горизонтальной скважины, не оборудованной фонтанными трубами на горизонтальном участке, определяется по формуле:

, (3.62)

где Q_г - дебит горизонтальной скважины

C учетом формул (3.42) и (3.43) получим следующую формулу для определения дебита горизонтальной газовой скважины

, (3.63)

, (3.64)

где L - длина горизонтального участка;

(3.65)

Результаты расчетов устьевого давления при различных дебитах и длинах горизонтального ствола представлены в таблице 3.8 и рисунках 3.10, 3.11 технологический нефтегазоконденсатный горизонтальный скважина

Таблица 3.8

Результаты расчетов устьевого давления при различных дебитах и длинах горизонтального ствола скважины №14003

Рпл МПа	Рз МПа	Qг тыс.мі/сут	Ру тыс.мі/сут	aг Мпа 2*сут / тыс. м3	bг (МПа сут / тыс.м3)2	Rк, м	h, м	L, м
20	19	1436	13,535	0,0259	8,99·10-7	500	34,6	120
15	14	1081	9,925	0,0259	8,99·10-7	500	34,6	120
11	10	790	7,048	0,0259	8,99·10-7	500	34,6	120
7	6	494	4,183	0,0259	8,99·10-7	500	34,6	120
4	3	268	2,038	0,0259	8,99·10-7	500	34,6	120
20	19	1795	12,643	0,0207	5,75·10-7	500	34,6	150
15	14	1351	9,234	0,0207	5,75·10-7	500	34,6	150
11	10	988	6,527	0,0207	5,75·10-7	500	34,6	150
7	6	618	3,838	0,0207	5,75·10-7	500	34,6	150
4	3	335	1,828	0,0207	5,75·10-7	500	34,6	150
20	19	2394	10,458	0,0155	3,24·10-7	500	34,6	200
15	14	1801	7,530	0,0155	3,24·10-7	500	34,6	200
11	10	1317	5,227	0,0155	3,24·10-7	500	34,6	200
7	6	824	2,959	0,0155	3,24·10-7	500	34,6	200
4	3	447	1,257	0,0155	3,24·10-7	500	34,6	200

Рисунок 3.9 - Зависимость устьевого давления от длины горизонтального ствола скважины №14003

Рисунок 3.10 - Зависимость дебита от длины горизонтального ствола скважины № 14003

Из таблицы 3.8 и рисунка 3.9 выбираем оптимальную длину горизонтального ствола равную 150 м. Для оценки влияния устьевого давления на конструкцию горизонтальных скважин следует исходить из реальной пропускной возможности вертикальной части ствола, обеспечивающей необходимое устьевое давление при дебитах, получаемых из горизонтальной части ствола.

Если ввод ДКС при освоении месторождения вертикальными скважинами связан либо с низким начальным пластовым давлением, то при использовании горизонтальных скважин ввод ДКС возможен даже при достаточно высоком пластовом давлении. Из расчетов видно, что при падении пластового давления до 11МПа при длине горизонтального ствола 150 м необходимо вводить ДКС.

Причиной необходимости ввода ДКС в случае применения горизонтальных скважин является высокая производительность таких скважин и отсутствие возможности бурения скважин больших диаметров, позволяющих оборудовать такие скважины фонтанными трубами больших диаметров и снизить потери давления по стволу скважины. Таким образом, применение горизонтальных скважин при освоении газовых месторождений приводит к закономерному снижению устьевого давления по двум причинам: из-за большого дебита горизонтальных скважин и из-за потерь давления в горизонтальной части ствола вследствие ее значительной длины. Таблицы и графики наглядно показывают существенное приращение дебита при увеличении длины горизонтального ствола от 120 м до 200м. Выполнен расчет устьевого давления скважины №14003 при различных дебитах и длинах горизонтального ствола, из которого выбираем оптимальную длину равную 150 м. Так же, по трем горизонтальным скважинам выполнили расчет устьевого давления при различных радиусах кривизны и диаметрах НКТ. Из которого выбираем радиус кривизны равный 100 м и диаметр НКТ равный 0,088, обеспечивающие минимальные потери давления по стволу горизонтальной скважины. Прежде чем дать окончательные рекомендации по выбору длины горизонтального участка необходимо провести экономический расчет, который позволит выявить соотношение затрат и доходов при соответствующих изменениях параметров скважин и оценить экономическую целесообразность выбора того или иного варианта.



4. Безопасность и экологичность проекта

4.1 Основные виды техногенного воздействия при строительстве скважин

Цикл строительства одной скважины обычно включает в себя следующие этапы:

- подготовительные работы к строительству;

- монтаж сооружений и оборудования;

- подготовительные работы к бурению;

- бурение и крепление скважины;

- испытание продуктивных пластов;

- демонтаж сооружений и оборудования;

- рекультивация нарушенных земель на территории пункта бурения.

В настоящем разделе приведена оценка техногенного воздействия на окружающую среду (ОС) с учетом характера работ, выполняемых на каждом из перечисленных этапов строительства скважины.

Подготовительные работы к строительству

Подготовительные работы к строительству заключаются в подготовке территории к приему и размещению грузов, монтажу буровой установки, оборудования, вспомогательных сооружений, инженерных коммуникаций. На территории бурения проводятся: поверхностная планировка площадки механизированным способом; обваловка блока ГСМ с перемещением грунта 30 м; строительство гравийной площадки для размещения спецтехники; гравийная подушка под блочный фундамент; гравийная площадка под передвижную модульную сепарационную установку; содержание подъездных путей в зимний период (ширина 6 м, протяженность 4000 м), переброска строймеханизмов на 20 км.

На этом этапе будет выполнен основной объем работ по обустройству дорог и сооружению насыпных площадок для размещения сооружений. Если подготовительные работы осуществлять в зимний период, то значительного механического повреждения растительного покрова и верхнего слоя грунта не будет. Основным видом воздействия будет загрязнение атмосферного воздуха выхлопными газами строительной техники и изменение микрорельефа территории.

Монтаж сооружений и оборудования

Этот этап строительства скважины заключается в обустройстве насыпных оснований под сооружения, фундаментов под оборудование, монтаже буровой установки, оборудования, вспомогательных сооружений, инженерных коммуникаций, создании запасов материальных ресурсов. Указанные работы характеризуются интенсивным использованием техники. Однако механического повреждения грунта не предполагается, так как производственные площадки на территории к этому времени будут покрыты гравием, а движение транспорта между ними будет осуществляться по внутриобъектным дорогам. Следовательно, основными видами воздействия на ОС будут загрязнение атмосферного воздуха выхлопными газами строительной техники и изъятие ограниченной площади земель под временное функциональное использование.

На территории в толще насыпного основания с переходом в естественный минеральный грунт будет сооружен земляной амбар для сбора и хранения бурового шлама, а также захоронения на этапе демонтажа оборудования твердых производственных отходов. Извлеченный грунт будет использован для обваловки амбара.

Таким образом, выполняются следующие работы по охране почв и водных ресурсов: снятие плодородного слоя почвы на глубину 30 см с перемещением грунта на 65 м; обваловка площадки со стороны блока ГСМ и емкости под ГСМ котельной с перемещением грунта на 50 м; гравийная подушка под бетонную площадку под емкости ГСМ; бетонирование площадки под емкости ГСМ для котельной установки и склада ГСМ буровой; гидроизоляция амбаров глинистой коркой для исключения фильтрации жидких отходов.

Подготовительные работы к бурению, бурение и крепление скважины

Подготовительные работы к бурению, бурение и крепление скважины являются самым продолжительным этапом строительства скважины. Источниками техногенного воздействия на ОС на этом этапе являются:

- передвижные и стационарные двигатели внутреннего сгорания;

- парокотельные установки;

- горюче-смазочные материалы;

- технологическое оборудование;

- вещества и материалы, используемые для приготовления и кондиционирования буровых технологических жидкостей (бурового и тампонажного растворов, буферных жидкостей);

- технологические отходы бурения;

- хозяйственно-бытовые отходы;

- пластовые флюиды, в том числе углеводородные (в случае нефтегазоводопроявления).

В процессе подготовительных работ к бурению, бурения и крепления скважины наиболее существенны химический и физический (тепловой) виды воздействия на ОС. Этот этап строительства каждой скважины характеризуется интенсивным водопользованием.

Испытание продуктивных пластов

Испытание продуктивных пластов заключается во вторичном вскрытии потенциально продуктивных нефтяных пластов и вызове притока пластовых флюидов.

Источники техногенного воздействия на ОС при испытании продуктивных пластов те же, что и на предыдущем этапе строительства скважины. Дополнительным источником загрязнения атмосферного воздуха явится установка сжигания нефти и газа, получаемых в процессе испытании продуктивных пластов.

По завершении испытания продуктивных пластов осуществляется перфорация крепи скважины и закачка в поглощающий пласт осветленных буровых и сточных вод. По вопросам закачки в поглощающие пласты необходимы дополнительные исследования под конкретные горно-геологические условия.

Демонтаж сооружений и оборудования

По завершению испытания пласта и проведению перфорации проводится демонтаж буровой установки и всей инфраструктуры буровой площадки (сооружения, оборудование, фундаменты, инженерные коммуникации). Основными источниками техногенного воздействия на ОС на этом этапе являются используемая техника (загрязнение атмосферного воздуха выхлопными газами) и демонтируемое технологическое оборудование (возможны проливы технологических жидкостей, горючесмазочных материалов). В процессе демонтажа образуются твердые отходы производства и металлолом.

Перечень вредных веществ, выбрасываемых в атмосферу на разных этапах строительства скважин представлен в таблице 4.1.

Типичные источники выделения загрязняющих веществ и пути их распространения в атмосфере, гидросфере и литосфере при строительстве скважин и подземных емкостей представлены на рисунке 4.1.

Таблица 4.1

Перечень вредных веществ, выбрасываемых в атмосферу на разных этапах строительства скважин

Наименование этапов работ	Источники выделения вредных веществ в атмосферу

Подобные документы

• Анализ результатов газогидродинамических исследований скважин сеноманской залежи Комсомольского месторождения

  Геолого-физическая характеристика Комсомольского нефтегазоконденсатного месторождения. Литолого-стратиграфические свойства разреза. Определение коэффициентов фильтрационного сопротивления. Газогидродинамические исследования скважин сеноманской залежи.
  
  курсовая работа [1,6 M], добавлен 31.03.2015
  

• Бурение и освоение нефтяных и газовых скважин

  Технические средства направленного бурения скважин. Компоновки низа бурильной колонны для направленного бурения. Бурение горизонтальных скважин, их преимущества на поздних стадиях разработки месторождения. Основные критерии выбора профиля скважины.
  
  презентация [2,8 M], добавлен 02.05.2014
  

• Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 1263, Объект АС10, Месторождение Лянторское

  Геолого-промысловая характеристика и состояние разработки Лянторского месторождения. Анализ технологических режимов и условий эксплуатации добывающих скважин. Характеристика призабойной зоны пласта. Условия фонтанирования скважины и давления в колоннах.
  
  курсовая работа [1,4 M], добавлен 06.01.2011
  

• Обоснование технологических режимов эксплуатации скважин на примере Мастахского газоконденсатного месторождения Республики Саха (Якутия)

  Поддержание на забое скважин условий, обеспечивающих соблюдение правил охраны недр, безаварийную эксплуатацию скважин. Изменение технологического режима эксплуатации скважин в процессе разработки. Анализ показателей разработки на Мастахском месторождении.
  
  дипломная работа [2,4 M], добавлен 19.04.2015
  

• Технология и бурение нефтяных и газовых скважин

  Геологическое строение нефтегазоконденсатного месторождения. Литологическая характеристика разреза скважины. Регулирование свойств буровых растворов. Расчет гидравлической программы бурения. Выбор породоразрушающего инструмента, промывочной жидкости.
  
  курсовая работа [78,3 K], добавлен 07.04.2016
  

• Анализ причин ремонтов скважин, оборудованных установками погружных центробежных насосов по Талинскому месторождению, разработку которого ведет ОАО "ТНК-Нягань"

  Общая и геологическая характеристика района нефтегазоконденсатного месторождения. Изучение технологического процесса, выявление недостатков работы и анализ причин ремонтов скважин. Основные опасности и вредности при эксплуатации нефтяных месторождений.
  
  дипломная работа [753,5 K], добавлен 16.07.2014
  

• Оптимизация и повышение эффективности эксплуатации скважин с помощью УЭЦН на примере Илькинского месторождения

  Литолого-стратиграфическая характеристика Илькинского месторождения. Анализ показателей разработки пластовых жидкостей и газов. Применение установок электроцентробежных насосов для эксплуатации скважин. Расчет экономической эффективности предприятия.
  
  дипломная работа [2,2 M], добавлен 17.06.2017
  

• Анализ системы разработки Вахского нефтяного месторождения

  Геолого-физическая характеристика Вахского месторождения. Свойства и состав нефти, газа. Анализ динамики добычи, структура фонда скважин и показателей их эксплуатации. Обзор методов воздействия на пласт, применявшихся на месторождении за последние годы.
  
  дипломная работа [1,1 M], добавлен 28.04.2015
  

• Проектное решение по разработке месторождения

  Характеристика района работ и история освоения Хохряковского месторождения. Свойства и состав нефти и нефтяного газа . Сопоставление проектных и фактических показателей разработки месторождения. Фонд добывающих скважин и показатели его эксплуатации.
  
  дипломная работа [8,7 M], добавлен 03.09.2010
  

• Химические методы увеличения продуктивности скважин в ОАО "ТНК-Нижневартовск"

  Повышение нефтеотдачи пластов: характеристика геолого-технических мероприятий; тектоника и стратиграфия месторождения. Условия проведения кислотных обработок; анализ химических методов увеличения производительности скважин в ОАО "ТНК-Нижневартовск".
  
  курсовая работа [2,9 M], добавлен 14.04.2011
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам