Cтраница 3
Предлагается такая последовательность решения задачи с целью нахождения системы регулирования ( обеспечивающей наибольшее значение коэффициента газоотдачи) для фиксированных начального числа скважин и зоны их расположения. В первом приближении в предположении газового режима при одинаковых дебитах скважин находят решение задачи о неустановившейся фильтрации газа при заданной системе скважин. В результате находят линии тока и нейтральные линии. Это означает, что определяются трубки тока - удельные объемы дренирования скважин. [31]
Последовательность решения задачи с целью нахождения системы регулирования ( обеспечивающей наибольшее значение коэффициента газоотдачи) для фиксированных начального числа скважин и зоны их расположения предлагается следующая. В первом приближении, в предположении газового режима, при одинаковых дебитах скважин находится решение задачи о неустановившейся фильтрации газа к заданной нами системе скважин. В результате находятся линии тока и нейтральные линии. Это ззначает, что определяются трубки тока - удельные объемы дренирования скважин. [32]
Найденное таким образом распределение давления позволит вычислить величину критического градиента давления у башмака фонтанных труб, где давление имеет минимальное значение. Следует подчеркнуть, что величина критического давления для различных конструкций скважины, но одинаковых дебитов будет разной. Это и является основной задачей при проектировании разработки газовых месторождений с неустойчивыми коллекторами, когда конструкция горизонтальной скважины должна обеспечить минимальный градиент давления при заплашгрованном дебите газа. [33]
Таким образом, эффективность канала глубиной 100 мм, закупоренного разрушенной породой и частицами утяжелителя, соответствует эффективности чистого канала в породе глубиной лишь 10 - 15 мм. Другими словами, для достижения одинакового коэффициента гидродинамического совершенства и, следовательно, одинакового дебита скважины плотность перфорации в случае вскрытия пласта на утяжеленном растворе в условиях репрессии необходимо увеличить в несколько раз по сравнению со случаем вскрытия пласта при депрессии. В условиях депрессии влияние плотности раствора на эффективность вскрытия пласта незначительно. Можно также отметить, что при коэффициенте Кс, близком к единице, даже большое увеличение диаметра, длины канала и плотности перфорации не приводит к значительному увеличению дебита. Это означает, что целесообразно добиваться повышения эффективности перфорации путем улучшения условий вскрытия пласта. [34]
В обоих случаях дебиты скважин будут разные ввиду того, что при равенстве давлений скважины занимают разные относительные местоположения в батарее и, следовательно, влияние со стороны скважин батареи на те или иные скважины сказывается не с одинаковой интенсивностью. Однако скважины, равноотстоящие от середины ( или от концов) батареи, имеют одинаковые дебиты. [35]
Вычисления показывают, что при работе эксплуатационных скважин с одинаковыми забойными давлениями дебиты их изменяются по закону цепной линии. По тому же закону меняются забойные давления, если скважины прямолинейной батареи работают с одинаковыми дебитами. [36]
К устью приходит теплая жидкость, и чем больше дебит скважины, тем выше ее температура. Эффект повышения температуры на устье в большей степени зависит от дебита и в меньшей от температуры забоя, хотя, конечно, при одинаковых дебитах температура устья прямо определяется температурой забоя. Нужно учитывать, что с увеличением темпа закачки теплоносителя в пласт тепловые потери снижаются и нарастают прямо пропорционально перепаду температур между теплоносителем и пластом. [37]
Ввиду того, что продукция скважин содержит ничтожное количество механических примесей, ее подготовка на ранней стадии разработки месторождения при отсутствии воды не представляет больших трудностей и сводится по существу к сепарации газа при измерении объемов добытой нефти и при подготовке рабочей жидкости для ГПНУ. Поэтому приведены некоторые результаты сравнительного технико-экономического анализа обустройства участка установками различного типа при эксплуатации безводных скважин и скважин, обводнившихся на 50 %, при одинаковых дебитах жидкости в обоих случаях. [38]
В газовых пластах с водонапорным режимом, где давление стабилизируется в значении, близком первоначальному пластовому, самая низкозаложенная на структуре скважина разделит весь начальный запас извлекаемого газа на дренируемой площади со всеми вверх по восстанию скважинами, расположенными с нею на одном профиле. Например, если три скважины пробурены в ряд по падению газового пласта на восстающей оконечности своих участков, которые будем считать предположительно равными ( скважины эксплуатируются с одинаковыми дебитами), то самая нижняя на структуре скважина отберет приближенно одну треть запаса газа, первоначально залегавшего в недрах этой площади. Когда скважина пробурена еще ниже на структуре вблизи центра единичной площади, при ее эксплуатации будет добыто еще меньше газа. Если давление в пласте стабилизируется на уровне ниже начального пластового, то коэффициент газоотдачи повысится для скважин, расположенных вниз по структуре. [39]
На кого рассчитаны эти графики. На не нефтяников и на тех нефтяников, кто не знает про значительную неоднородность скважин по эффективной толщине; кто не знает, что у скважин с одинаковым дебитом, если выше проницаемость, то ниже эффективная толщина, а если ниже проницаемость, то выше эффективная толщина. [40]
Да по техническим причинам или причинам рентабельности возможность упрочнения ( Уплотнения) или отфильтрования ( гравийным фильтром) песка в самом пласте исключается, можно попытаться предотвратить попадание песка в насос путем применения шлицевых хвостовиков или песочных фильтров, или же предохранить сам насос от последствий оседания песка. Опыт показал, что применение длинноходного штангового насоса ( станок-качалка ходом в 10 м) сокращает периодический поток в зоне пласта вокруг скважины и уменьшает количество перемещаемого песка при одинаковом дебите. [41]
Для разработки большинства залежей используется довольно большое число одновременно работающих скважин, что сильно усложняет эту задачу. Вместе с тем скважины обычно размещены на залежи в определенном порядке, а идеализация формы залежи и ее параметров позволяет на расчетной схеме иметь довольно многочисленные группы скважин, работающих при полностью одинаковых или очень близких условиях, а следовательно, с одинаковыми дебитами и давлениями. Это обстоятельство значительно упрощает указанную задачу, так как число искомых неизвестных снижается от числа скважин до числа отмеченных групп. [42]
Выкидная линия скважины характеризуется тем, что разность давлений на ее концах сравнительно небольшая независимо от дебита жидкости скважины и определяется в основном давлением в замерной установке и разностью геометрических отметок уровня жидкости в ней и устья скважины. По этой причине давление в начале выкидной линии или давление в устьевом сечении колонны НКТ рекомендуется принимать по опыту эксплуатации скважины в предыдущий период, если только давление в системе нефтеводогазосбора осталось неизменным или равным давлению в начале выкидной линии соседней скважины с примерно одинаковым дебитом и подключенной к той же замерной установке, что и рассматриваемая. Для промыслов, расположенных на равнине, давление на устье скважины может быть принято приблизительно равным давлению в замерной установке. [43]
Равномерно на площади газоносности. Во время эксплуатации залежи одинаковы удельные площади дренирования ( в случае однородных коллекторов) при одинаковых дебитах скважин или соблюдается постоянство отношения дебита отбираемого газа к удельному объему дренирования в неоднородных по геолого-физическим параметрам коллекторах. При равномерном размещении скважин темп снижения среднего приведенного давления p / z в удельном объеме дренирования равен темпу снижения приведенного давления в залежи. [44]
Сложность здесь заключается в том, что из-за недостатка данных точно рассчитать дебит проектной скважины невозможно. Поэтому приходится идти на некоторые упрощения. Вначале на месторождении выделяют зоны более или менее одинаковых продуктивных характеристик, таких, где можно ожидать примерно одинаковые дебиты скважин. Деление на зоны может быть проведено и по любому другому принципу. Например, очень часто скважины стараются ставить в сухих зонах пласта из-за опасности подтягивания языков обводнения. После того как зоны равных дебитов установлены, делят заданный суммарный отбор О по этим зонам. Причем в каждой из этих зон отбор считают равномерно распределенным. [45]