Газодинамическое исследование - скважина
Cтраница 2
Проведенные авторами расчеты в основном касались особенностей интерпретации газодинамических исследований скважин в условиях фильтрации газоконденсатной смеси по закону Форхгеймера. Тем не менее некоторые из представленных данных могут быть использованы для оценки влияния нелинейности притока на процесс накопления ретроградного конденсата. [16]
На основании уточненных параметров водоносного пласта, результатов газодинамических исследований скважин выполнены прогнозные газогидродинамические расчеты на ЭВМ для 52 исследуемых вариантов. [17]
Проведенные авторами расчеты в основном касались особенностей интерпретации газодинамических исследований скважин в условиях фильтрации газоконденсатной смеси по закону Форхгеймера. Тем не менее некоторые из представленных данных могут быть использованы для оценки влияния нелинейности притока на процесс накопления ретроградного конденсата. [18]
Рассмотрено влияние изменения состава газа на интерпретацию результатов газодинамических исследований газоконденсат-ных скважин. Решена задача о квазистационарном притоке газо-конденсатной смеси к скважине. [19]
 |
Зависимость р - р. от Q 9 Заказ 491 У. [20] |
Поскольку с и п - постоянные коэффициенты, определяемые из данных газодинамических исследований скважин, то естественно, что их значения будут различными для разных скважин. [21]
В настоящее время установлено [1, 2, 3], что наиболее подходящим для обработки газодинамических исследований сено-манских скважин является уравнение притока газа с использованием функции псевдодавления. В отличие от общепринятых фильтрационных коэффициентов а и Ь, для описания продуктивности моделируемых скважин требуется расчет или подбор скин-фактора ( S) и высокоскоростного скин-фактора [ D ] для каждой ячейки модели, которые попадают в интервал перфорации модельной - скважины. [22]
В настоящей работе на основе бинарной модели газоконденсатной смеси разработаны методы определения фильтрационных свойств пласта по данным газодинамического исследования скважин при различных режимах и законах фильтрации. [23]
Комплексное решение проблемы сокращения эмиссии оксидов азота в процессе эксплуатации месторождений требует снижения объемов сжигаемого газа при плановых газодинамических исследованиях скважин. В настоящее время они проводятся путем замера давлений и скорости истечения газа через дифференциальный измеритель критического течения ( ДИКТ) на факел. [24]
С 2001 г. на Заполярном НГКМ проводятся планомерные исследования, направленные на сокращение сроков освоения скважин, ускоренный их запуск в работу, а также разрабатываются новые методы газодинамических исследований скважин, не требующих сжигания газа и соответствующего выброса продуктов горения в атмосферу. [25]
Заметим, что при использовании степенной формулы притока газа к скважине [297], слабо отражающей физику процесса фильтрации газа к добывающей скважине, невозможно было бы понять описанный процесс перехода режимов и обоснованно проводить как такие газодинамические исследования скважин, так и обработку результатов. [26]
Анализ разработки конкретных месторождений показывает, что во многих случаях обнаруживается несоответствие наблюдаемых и расчетных данных. Например, по результатам газодинамических исследований скважин Оренбургского и Вуктыльского месторождений время стабилизации давлений часто достигает 10 сут и более, а иногда даже и нескольких месяцев. Эти значения намного превышают расчетные времена, определенные по формулам теории упругого режима фильтрации. Приведенные факты свидетельствуют о необходимости учитывать в расчетах фильтрационные течения релаксационного характера и происходящие при этом деформации пород. [27]
 |
Уренгойское месторождение, схематический разрез. [28] |
Сеноманские продуктивные отложения характеризуются высокими фильтрационными свойствами. Так, в начальный период эксплуатации газодинамические исследования скважин показали, что для обеспечения проектного дебита 1 млн. м3 / сут достаточно поддерживать депрессию па пласт 0 09 - 0 21 МПа для собственно Уренгойской площади и 0 26 МПа для Ен-Яхинской площади. По Северо-Уренгойскому месторождению дебиты от 800 до 1000 тыс. м / сут были получены при депрессии 0 61 - 2 МПа. Продолжительное время фактические рабочие дебиты превышали проектные. [29]
Анализ разработки конкретных месторождений показывает, что во многих случаях обнаруживается несоответствие наблюдаемых и расчетных данных. Так, например, по результатам газодинамических исследований скважин Оренбургского и Вук-тыльского месторождений время стабилизации давлений часто достигает 10 сут и более, а иногда даже и нескольких месяцев. [30]
Страницы: 1 2 3