Газовый пласт
Cтраница 4
При опробовании обоих газовых пластов дебиты газа колеблются от 83 тыс. до 333 тыс. м3 / сут. [46]
Пористость нефтяного или газового пласта изменяется также в зависимости от гидростатического давления; при этом два фактора, действующие в противоположных направлениях, влияют на характер этого явления. Повышение гидростатического давления в реальных условиях пласта вызывает уменьшение объема зерна, из которого образована порода, что увеличивает геометрический объем норового пространства. [47]
Однако из большинства газовых пластов добывают, помимо газа, некоторое количество ( от десятков литров до десятков куб. Пока пластовая жидкость сохраняется в виде однофазной ( газовой) среды, можно пользоваться расчетами, приведенными выше при условии, что суммарная добыча газа включает ко &-денсатную жидкость и соответственно видоизменяется. Если же в пласте при эксплуатации скважин развивается углеводородная жидкая фаза, пользоваться описанными методами расчетов нельзя. II приводятся специальные методы изучения газоконденсатных месторождений. [48]
Вскрытие нефтяного или газового пласта ( пересечения его скважиной в процессе бурения) имеет исключительно важное значение для освоения и последующей эксплуатации скважины. Технологию вскрытия пласта выбирают в соответствии с его геолого-физической характеристикой и физико-химическими свойствами насыщающих этот пласт флюидов. [49]
 |
Графическое определение градиента пластового давления при постоянном темпе отбора в бесконечном пласте [ X. II ]. [50] |
Градиенты давления в газовом пласте, эксплуатируемом при постоянном темпе отбора после того, как пласт был достаточно долгое время закрытым и пластовое давление выравнилось, были рассчитаны [ X. В значения, найденные из диаграммы на рис. X. Дарси при высоких дебитах, должна вноситься поправка на его отклонение вблизи ствола скважины. [51]
На рис. 9.8 г газовый пласт расположен ниже нефтяного и пластовое давление в нем меньше, чем в нефтяном. Случай этот менее характерен, хотя может встречаться в практике добычи нефти и газа. Приходится штудировать продукцию обоих пластов, расчеты режимов работы скважин становятся более громоздкими. Главным недостатком этого варианта является необходимость запуска скважины компрессором или от линии высокого давления, тогда как по схемам рис. 9.8 ( а, б и в) скважины при правильном расчете оборудования самозапускаются при открытии рабочей задвижки. В связи с изложенным, внутрисква-жинный газлифт, по схеме рис. 9.8 г применяется на практике очень редко. [52]
Страницы: 1 2 3 4