Продуктивность - газовая скважина
Cтраница 2
На основе опыта создания приборов и их промысловых испытаний разработаны методики исследования профилей приемистости и продуктивности нефтяных и нагнетательных скважин и продуктивности газовых скважин. [16]
Увеличение водонасыщенности за счет внутренних ( эндогенных) источников приводит к снижению газонасыщенност и продуктивного пласта, а в призабойнсй зоне - к снижению продуктивности газовых скважин. [17]
Приведенная цитата показывает, что опыты и промысловые наблюдения, проведенные в 1950 г., а также сделанные из них выводы [68, 69], получают подтверждение при более широком и полном изучении вопроса о влиянии воды на продуктивность газовых скважин. [18]
Установлена обратная зависимость между этим показателем и дебитами нефтяных сквжин. Может применяться при оценке продуктивности газовой скважины. [19]
Проанализированы и обобщены исследования о влиянии несовершенств газовых скважин, вскрывших однородные пласты, на их производительность. Разработаны теоретические основы определения коэффициентов несовершенства при нелинейном законе фильтрации газа к скважине и рассмотрено влияние несовершенства на продуктивность газовых скважин. Даны приближенное решение задачи о притоке газа к несовершенной скважине, вскрывшей анизотропный пласт, и методика расчета коэффициентов несовершенства и параметра анизотропии при нелинейной фильтрации газа. [20]
Отмеченные ранее факторы ухудшают продуктивную характеристику скважин. Осушка ее призабойной зоны сопровождается увеличением продуктивности скважин. Литвинов, А.К. Шевченко и О.А. Бабенко предлагают искусственно осушать приза-бойную зону пласта для увеличения продуктивности газовых скважин. [21]
Охватить все встречающиеся на практике случаи промысловыми и лабораторными экспериментами с целью выдачи однозначных рекомендаций по характеру вскрытия не представляется возможным. Поэтому ниже приводятся результаты экспериментального исследования влияния числа перфорационных отверстий в изотропных и анизотропных пластах на продуктивность газовой скважины. Значения радиусов контура питания RK и скважины Rc используемой круговой модели пласта идентичны. В процессе эксперимента число отверстий на поверхности модели ствола скважины принималось равным п 1 2, 3, 7, 12, 18, 30, 50, 100, 230, и они распределены равномерно на всю толщину пласта. [22]
 |
Структурная схема скважины, учитывающая переход фильтрационного течения от линейного к нелинейному. [23] |
МПа, но Р - 5 МПа и АР2 9 МПа2 - будет равен 239 тыс. м3 / сут, т.е. более чем в 2 раза меньше, хотя депрессия на пласт одинакова в обоих случаях. Таким образом, для газовой скважины понятие депрессии теряет количественный смысл при анализе изменения во времени дебитов скважин. По тем же причинам понятие продуктивность газовой скважины, т.е. отношение дебита к линейной депрессии ( как для нефтяной скважины), может использоваться только для качественного анализа работы скважины в один и тот же или близкие моменты времени. [24]
Анализ сложившегося состояния разработки Уренгойского газового месторождения указывает на существенное опережение темпа падения добычи по сравнению с темпами выработки запасов, особенно в период падающей добычи. Это прежде всего обусловлено недостаточным использованием добывных возможностей пробуренного фонда скважин из-за возникших серьезных осложнений ( гл. Кроме этого, в связи с отсутствием необходимой информационной и методической базы для проведения детального анализа эффективности работы фонда скважин невозможно научно обоснованно спроектировать проведение комплекса ремонтных работ по скважинам на заключительный период эксплуатации месторождения. Необходимость проведения ремонтных работ, как мы установили, определяется в основном геологическими условиями разработки. Поэтому в настоящее время скважины передаются в ремонт после значительного снижения продуктивности газовых скважин ( в 3 - 5 раз) или полной остановки их. [25]
Газовая скважина эксплуатируется фонтанным способом. Продукция ее состоит преимущественно из газообразных углеводородов. В газе могут содержаться небольшие объемы жидких углеводородов и вода. Конденсат, извлекаемый из пласта в виде газа, в поверхностных условиях является бесцветной или слабоокрашенной жидкостью, состоящей из низкомолекулярных углеводородов. Так как газовый фактор находится, по меньшей мере, на уровне десяти тысяч м3 / м3, газовые скважины можно рассматривать как нефтяные с высокими ( иногда неопределенными) газовыми факторами. Изложенные в разделе 2.3 материалы во многих отношениях верны и для газовых скважин. В этой же главе мы поставили целью изложить те особенности газовых скважин, которые отличают их от фонтанирующих нефтяных. Первый вопрос, подлежащий рассмотрению, относится к продуктивности газовых скважин. [26]
Страницы: 1 2