Дебит - газовая скважина
Cтраница 1
Дебит газовой скважины, приведенный к атмосферному давлению при пластовой температуре QaT 2 - 106 м3 / сут, абсолютное давление на забое рс 7 84 МПа ( 80 кгс / см2), мощность пласта / г10 м, коэффициент пористости пласта т - 18 %, коэффициент проницаемости &12 Д, средняя молекулярная масса газа 18, динамический коэффициент вязкости в пластовых условиях ц 0 015 мПа - с, температура пласта 45 С. [1]
Дебит газовых скважин зависит от эффективной перфорированной мощности пласта, числа перфорационных отверстий и других параметров. Эта зависимость функциональная и определяется с помощью уравнения притока газа к забою скважин. [2]
Дебит газовых скважин в несколько раз ( в переводе на условное топливо в 6 - 7 раз) превышает дебит нефтяных, а при снижении давления одновременно дренируются как хорошо проницаемые, так и слабопроницаемые породы. Это позволяет разрабатывать газовые залежи гораздо меньшим числом скважин, чем нефтяные. [3]
Дебиты газовых скважин при прочих равных условиях определяются величиной пластового давления. Поэтому при равномерном размещении скважин они больше и, следовательно, необходимое для разработки месторождения число скважин оказывается минимальным. При равномерной сетке скважин давления па устьях скважин близки по величине и падают медленнее. При этом увеличиваются продолжительность и эффективность работы установок низкотемпературной сепарации газа. Вместе с тем при равномерном размещении скважин растет протяженность газосборных сетей и промысловых коммуникаций. [4]
Дебиты газовых скважин могут быть ограничены вследствие разрушения призабойной зоны пласта и в зависимости от этого выноса песчинок и частиц породы к забою скважины, а также подтягивания конуса подошвенных вод, что вызывает обводнение скважины. [5]
Дебит газовой скважины пропорционален толщине пласта и проницаемости. [6]
 |
Распределение давления в плоскорадиальном потоке несжимаемой жидкости и газа.| Индикаторная линия при фильтрации газа по закону Дарси. [7] |
Дебит газовой скважины получим, подставив в формулу Дюпюи (4.34) вместо объемного расхода несжимаемой жидкости С. [8]
Дебит газовой скважины Q 250 - 103 м3 / сут; забойное давление р3 9 7 МПа; пластовая температура Т - 305 К. Требуется определить диаметр подъемных труб. [9]
Определение дебита газовых скважин может производиться как непрерывно с помощью стационарной расходоизмеритель-ной аппаратуры методом переменного перепада давления, так и периодически с помощью диафрагменного измерителя критического истечения. При использовании метода переменного перепада давления на шлейфах скважин устанавливаются стандартные диафрагмы или сопла, а также вторичные механические или электронные приборы. [10]
Тогда изменение дебитов газовых скважин определяется изменением во времени среднего пластового давления по залежи в целом. [11]
Тогда изменение дебитов газовых скважин определяется изменением во времени среднего пластового давления по залежи в целом. [12]
Для измерения дебита газовой скважины во время испытания применяют анемометр, шайбный измеритель, пневмометрическую трубку ( трубка Пито) или диафрагму. [13]
Для обеспечения дебитов газовых скважин, адекватных потенциальным возможностям, особенно для месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, при подготовке ПЗП к оборудованию ГНФ ФСК-114 необходимо производить вырезание и расширение участка эксплуатационной колонны в интервалах суперколлекторов. [14]
Для расчета дебитов газовых скважин несовершенных по степени и по характеру вскрытия при нарушении закона Дарси может быть предложена следующая схема. Первая область имеет радиус Rl ( 2 - г - 3) гс, здесь из-за больших скоростей вблизи перфорационных отверстий происходит нарушение закона Дарси, т.е. в основном проявляется несовершенство по характеру вскрытия. Линии тока показаны на рис. 4.14. Вторая область представляет собой кольцевое пространство Rt г R2, R2 к h; здесь линии тока искривляются из-за несовершенства скважины по степени вскрытия, имеет место двучленный закон фильтрации. [15]
Страницы: 1 2 3 4