Разработка методов исследования и технологий эксплуатации горизонтальных газовых скважин, вскрывших неоднородные низкопродуктивные пласты : на примере ОНГКМ

• Автор: Котлярова, Елена Михайловна
• Шифр специальности: 25.00.17
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2006
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 175 с. : ил.

1.1 Современное состояние исследований горизонтальных газовых скважин

1.2 Современное состояние обоснования и выбора технологических режимов эксплуатации горизонтальных газовых скважин.

ГЛАВА 2 ИССЛЕДОВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

2.1 Исследования на стационарных режимах фильтрации

2.1.1 Технология исследования горизонтальных тазовых скважин при стационарных режимах фильтрации
2.1.2 О целесообразности определения коэффициентов фильтрационной сопротивления а и Ь но результатам исследования горизонтальных скважин.
2.1.3 Возможности определения коэффициентов фильтрационного сопротивления горизонтальных газовых скважин

2.2 Исследования на нестационарных режимах фильтрации.

2.3 Исследования горизонтальных скважин на ОНГКМ

ГЛАВА 3 ОБОСНОВАНИЕ И ВЫБОР ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА ЭКСПЛУАТАЦИИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН, ВСКРЫВШИХ НИЗКОПРОДУКТИВНЫЕ ПЛАСТЫ ОНГКМ

3.1 Особенности обоснования технологического режима горизонтальных газовых скважин.

3.1.1 Критерии, необходимые для обоснования технолот ичсского режима работы горизонтальной газовой скважины
3.2 Производительность горизонтальных скважин с учтом изменения забойного давления подлине горизонтального ствола.
3.3 Обоснование безгидратного режима работы горизонтальных газовых скважин.
3.4 Определение технологического режима работы горизонтальной газовой скважины при вскрытии пластов с подошвенной водой на примере приконтурной зоны I объекта ОНГКМ
3.5 Влияние подключения в общий коллектор горизонтальных газовых
и газоконденсатных скважин на режим их эксплуатации
3.6 Разработка технологии вскрытия неоднородной многопластовой газовой залежи, обеспечивающей устойчивый режим эксплуатации горизонтальных газовых скважин
3.7 Аналитический метод определения производительности горизонтальной скважины, вскрывшей пласт с переменной толщиной
3.7.1 Влияние расположения горизонтального ствола на нрои зводительность скважины при вскрытии пласта с переменной толщиной.
3.7.2 Влияние расстояния до контура газоносности на производительность юризонтальной скважины при вскрытии пласта с переменной толщиной
3.7.3 Возможность оценки производительности горизонтальной скважины, вскрывшей пласт с переменной толщиной, путем замены его на эквивалентный газоносный объект с постоянной толщиной.
3.8 Численный метод определения производительности горизонтальной скважины, вскрывшей пласт с переменной толщиной.
3.8.1 1сорстические основы создания геологоматематических моделей фрагментов различных месторождений для изучения процесса стабилизации забойного давления и дебита
3.8.2 Модель фрагментов для клинообразною пласта на основе данных скважины 8 ОНГКМ
3.9 О возможности периодической эксплуатации горизонтальных газовых скважин, вскрывших низкоиродуктивные залежи.
ЛИТЕРАТУРА


При больших длинах горизонтального ствола необходимо учитывать потери давления в горизонтальной части ствола. Для анизотропного пласта дебит скважины в 6, 7, и др. Ж
где
1. А я. Г ю
1. В 6, 7, авторы также рассматривают производительность горизонтальной газовой скважины, ассиметрично расположенной по толщине продуктивного пласта и относительно контуров питания. На современном этапе решения задач, касающихся горизонтальных скважин методы определения производительности горизонтальных как нефтяных так и газовых скважин получены для однородного изотропного и анизотропного пластов постоянной толщины. При этом, как указывалось выше, форма зоны дренирования принимались в виде круга, эллипса и полосообразного пласта. Однако практически на всех месторождениях массивного и приконтурных частях пластового типов толщина продуктивного пласта уменьшается, стремясь к нулю на контуре нефтегазоносное. При этом направление ствола перпендикулярно к контуру газоносности приводит к значительному снижению производительности и преждевременному обводнению скважины. В существующих работах российских и зарубежных исследователей особенность расположения горизонтального ствола в при контурной части залежи не учитывалась. Нам не известны работы по определению производительности горизонтальных газовых скважин с переменной толщиной. Впервые математическую модель горизонтальной скважины предложила академик ПолубариноваКочина . Ее модель была основана на представлении горизонтальной скважины в виде линии равных стоков. До сих пор на основе этой модели продолжаются исследования нефтяных скважин , 2.