Cтраница 2
Отметим, что с целью определения рабочих дебитов скважин и производительности кустов скважин проводится следующий комплекс расчетных исследований: расчет диапазонов дебитов, при которых реализуется безгид-ратный режим эксплуатации скважин; расчет минимального дебита, при котором выносится жидкость ( вода и углеводородный конденсат) с забоя скважины; оценка критического дебита, при котором еще не разрушается призабойная зона пласта; оценка предельного безводного дебита и др. На основании полученных данных проводится выбор нижней и верхней границ рабочих дебитов, а также средних рабочих дебитов скважин. По средним рабочим дебитам рассчитываются прогнозные забойные давления скважин, а также термобарические условия на устье скважин. Указанные данные по кустам скважин и прогнозным ( проектным) технологическим режимам их эксплуатации при достаточной достоверности информации позволяют грамотно проектировать газосборную систему, предусматривать подачу ингибиторов гидратообразования в скважины и коллекторы ( шлейфы), при необходимости проектировать устьевые подогреватели газа и пр. На этой же стадии технологического проектирования целесообразно оценивать возможности применения газовых эжекторов на кустах скважин. Новое направление исследований - использование эжекторов с активным и пассивным газожидкостными потоками для оптимизации работы куста скважин - развивается сейчас в Уренгойгаз-проме и ВНИИГАЗе. [16]
Отметим, что с целью определения рабочих дебитов скважин и производительности кустов скважин проводится следующий комплекс расчетных исследований: расчет диапазонов дебитов, при которых реализуется безги-дратный режим эксплуатации скважин; расчет минимального дебита, при котором выносится жидкость ( вода и углеводородный конденсат) с забоя скважины; оценка критического дебита, при котором еще не разрушается призабойная зона пласта; оценка предельного безводного дебита и др. На основании полученных данных проводится выбор нижней и верхней границ рабочих дебитов, а также средних рабочих дебитов скважин. [17]
С другой стороны, увеличение зоны разбуривания уменьшает начальный рабочий дебит скважин ( и соответственно увеличивает число скважин), но зато позволяет более рационально использовать пластовую энергию и тем самым улучшить технико-экономические показатели таких систем за длительный период времени. [18]
Распределение объема добычи по скважинам состоит в определении рабочего дебита скважин на каждые сутки в соответствии с объемом добычи, назначенным УКПГ, к которым относятся эти скважины. [19]
В процессе опытно-промышленной эксплуатации обычно уточняются оп-тим 1 / ные рабочие дебиты скважин, запасы газа и условия работы на-земньч сооружений. [20]
Особенно хорошие результаты были получены в карбонатных коллекторах, где рабочие дебиты скважин после СКО в отдельных случаях увеличивались в 5 - 6 раз и более. Несмотря на неплохие результаты применения СКО, этот метод все еще нельзя считать полностью разработанным и освоенным: в частности, не решен вопрос о возможности подачи кислоты повышенной концентрации на значительные расстояния от ствола скважин. [21]
В формуле ( 88) в качестве О подставляют значение рабочего дебита скважины. [22]
Чтобы от качественных показателей перейти к количественным и иметь возможность рассчитать рабочий дебит скважины, а также запроектировать разработку месторождения, технологические режимы записывают в математической форме и дают им специальные названия. [23]
Как видно из этих данных, при перфорации всей эффективной мощности пласта рабочие дебиты скважин могут достигнуть 4 - 5 млн. м3 / сут. [24]
Вследствие перехода на комбинированную систему разработки и связанного с этим некоторого снижения рабочих дебитов скважин, необходимо было учитывать также и до-бывные возможности новых скважин с целью поддержания стабильного уровня добычи газа и отдельных компонентов. [25]
Вследствие перехода на комбинированную систему разработки и связанного с этим некоторого снижения рабочих дебитов скважин, необходимо было учитывать также и добывные возможности новых скважин с целью поддержания стабильного уровня добычи газа и отдельных компонентов. [26]
Таким образом, величина абсолютного дебита не может служить критерием для установления рабочего дебита скважины. [27]
Еще несколько лет назад на большой части газовых месторождений была принята методика определения рабочего дебита скважины как некоторой доли от абсолютного свободного дебита. При этом считали, что этот отбор не должен превышать 10 - 15 % для высокодебптных и 15 - 20 % для низкодобитных скважин. [28]
При разработке месторождения на истощение после снижения давления в залежи ниже давления начала конденсации рабочие дебиты скважин могут резко снизиться из-за запирающего эффекта, связанного с выпадением конденсата в призабойной зоне. Кроме того, снижение давления может привести к уменьшению дебитов из-за необратимых деформаций пласта, и поэтому основной эффект от поддержания давления связан с экономией значительного числа скважин благодаря замедлению темпов снижения рабочих дебитов. [29]
По мере эксплуатации газовых месторождений снижается пластовое давление, а с ним уменьшается и рабочий дебит скважин. [30]