Определение давления газа в скважине

Для оценки работоспособности фонтанной арматуры какого-либо месторождения, произведенной одной и той же фирмой и имеющей одинаковый типоразмер, в работах ВНИИГАЗа рекомендуется [138] производить разрезку корпусных деталей и запорных элементов фонтанной арматуры одной из скважин. При этом определяют химический состав и механические свойства материалов, включая ударную вязкость. Принимая во внимание фактические рабочие давления газа и определенные методами толщинометрии значения толщины стенок элементов оборудования, рассчитывают рабочие напряжения в металле корпусных элементов и определяют остаточный ресурс элементов фонтанной арматуры. [c.178]

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ ГАЗА В СКВАЖИНЕ [c.31]

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ И ДАВЛЕНИЯ ГАЗОВОГО ПОТОКА Определение давления газа в скважине [6] [c.71]

Для более точного определения давления газа на забое скважины (на входе газа в башмак колонны НКТ), покрытия внутренней поверхности хвостовика пленкой жидкого ингибитора коррозии без остановки скважины при ее эксплуатации с малыми дебитами изменяют компоновку подземного оборудования ствола газоконденсатных скважин. Циркуляционный клапан устанавливают ниже забойного клапана-отсекателя, непосредственно над пакером. При работе скважины с открытым циркуляционным клапаном давление газа на входе в башмак колонны НКТ можно рассчитать так. К статическому давлению газа в затрубном пространстве на глубине установки циркуляционного клапана p, . необходимо прибавить потери давления в канале пакера А/ и в хвостовике Ар . [c.314]

Способность пены выносить буровой шлам зависит от квадрата скорости ее движения в кольцевом пространстве и реологических свойств пены. Последние зависят главным образом от вязкости воздуха и жидкости и от ОДГ в пене (рис. 7.14). При ОДГ в диапазоне 0,60—0,96 пена ведет себя как бингамовская вязкопластичная жидкость. Для определения зависимости между давлением и скоростью течения можно воспользоваться уравнением Бакингема (см. уравнение (5.12) в главе 5) с учетом поправок на проскальзывание у стенки трубы и на изменения в соотношении воздуха и воды (следовательно, и вязкости) при различных давлениях. Бейер получил зависимости между проскальзыванием, напряжением сдвига у стенки и ОДЖ, а также между вязкостью пены и ОДЖ на основании стендовых экспериментов. На базе этих зависимостей и уравнения Бакингема они разработали математическую модель, которая описывает течение пены в вертикальных, трубах и кольцевом пространстве. Для определения оптимальных расходов и давлений газа и жидкости, времени циркуляции и несущей способности пены в планируемых работах по капитальному ремонту скважин могут быть использованы/программы для ЭВМ, основанные на этой модели течения. Всякий раз, когда такие работы проводят на новых месторождениях или при иных условиях, необходимо заново выполнять тщательные расчеты. [c.286]

Имеющиеся способы оценки работы газа при подъеме обводненной и безводной нефти [1, 2, 3] обладают рядом недостатков, так как в них весьма приближенно оценивается средняя плотность смеси по подъемнику и потери на преодоление сил сопротивления. Достаточно точно ее можно оценить с помощью кривых распределения давления, снятых по длине подъемника [2]. Указанный способ тоже очень трудоемок. Поэтому при подборе ЭЦН к скважине газлифтный эффект учитывается очень грубо, так как нет номограмм по определению работы газа в насосных скважинах. Учесть работу газа более точно можно следующим образом. [c.140]

Построена номограмма для определения работы газа в подъемнике в зависимости от обводненности продукции скважин при фиксированных значениях дебита, глубины спуска насоса и различных давлениях на устье. [c.144]

Аналогично, стекло предпочтительно смачивается водой па сравнению с большинством нефтей. Вода будет самопроизвольно вытеснять нефть из стеклянного капилляра, в то время как для вытеснения воды нефтью необходимо приложить определенное давление. Как будет показано в главе 10, эти явления оказывают значительное влияние на относительные проницаемости коллекторов нефти и газа и на ухудшение продуктивности скважин под воздействием фильтрата буровых растворов. [c.274]

В этой главе рассматриваются вопросы учета сырой нефти при ее дальнейшей транспортировке, не затрагивая вопросов измерения дебита нефтяных скважин. Под сырой нефтью будем подразумевать любую нефть (жидкость), полученную после сепарации, без всякого ограничения содержания каких-либо примесей (воды, солей, механических примесей и т.д.) и перекачиваемую на установки подготовки нефти. Эта жидкость представляет собой сложную смесь нефти, растворенного газа, пластовой воды, содержащей, в свою очередь, различные соли, парафина, церезина и других веществ, механических примесей, сернистых соединений. При недостаточном качестве сепарации в жидкости может содержаться свободный газ в виде пузырьков - так называемый окклюдированный газ. Все эти компоненты могут образовывать сложные дисперсные системы, структура и свойства которых могут быть самыми разнообразными и, самое главное, не постоянными в движении и времени. Например, структура и вязкость водонефтяной эмульсии могут изменяться в широких пределах в процессе движения по трубам, в зависимости от скорости, температуры, давления и других факторов. Всё это создаёт очень большие трудности при учете сырой нефти, особенно при использовании средств измерений, на показания которых влияют свойства жидкости, например, турбинных счетчиков. Особенно большое влияние оказывают структура потока, вязкость жидкости и содержание свободного газа. Частицы воды и других примесей могут образовывать сложную пространственную решетку, которая в процессе движения может разрушаться и снова восстанавливаться. Поэтому водонефтяные эмульсии часто проявляют свойства неньютоновских жидкостей. Измерение вязкости таких жидкостей в потоке представляет большие трудности из-за отсутствия методов измерения и поточных вискозиметров. Измерения, проводимые с помощью лабораторных приборов, не дают истинного значения вязкости, так как вязкость отобранной пробы жидкости отличается от вязкости в условиях трубопровода из-за разгазирования пробы и изменения условий измерения. Содержание свободного газа зависит от условий сепарации и свойств жидкости. Газ, находясь в жидкости в виде пузырьков, изменяет показание объемных счетчиков на такую долю, какую долю сам составляет в жидкости, то есть если объем газа в жидкости составляет 2 %, то показание счетчика повысится на 2 %. Точно учесть содержание свободного газа при определении объема и массы нефти очень трудно по.двум причинам. Во-первых, содержание свободного газа непостоянно и может изменяться в зависимости от условий сепарации (расхода жидкости, вязкости, уровня в сепараторах и т.д.). Во-вторых, технические средства для непрерывного измерения содержания газа в потоке в настоящее время отсутствуют. Имеющиеся средства, например, устройство для определения свободного газа УОСГ-ЮОМ, позволяют производить измерения только периодически и дают не очень достоверные результаты. Единственным способом борьбы с влиянием свободного газа является улучшение сепарации жидкости, чтобы исключить свободный газ или свести его к минимуму. Для уменьшения влияния газа УУН необходимо устанавливать на выкиде насосов. При этом объем газа уменьшается за счет сжатия. [c.28]

Корректное определение этой глубины зависит от точности определения глубины, на которой давление в скважине равно скважинному давлению насыщения пластовой нефти газом при температуре иногда существенно меньшей пластовой (в даль- [c.346]

В разделе ТЭО "Технологическая схема эксплуатации ПХГ" приводятся данные, обосновывающие объемы активного и буферного газа в хранилище, определенные на основе реально существующих режимов и структуры газопотребления определяются максимальное и минимальное буферное значение давления газа в подземном резервуаре, технология эксплуатации ПХГ, максимально допустимый дебит единичной технологической скважины выбирается конструкция технологической скважины на период эксплуатации и необходимое скважинное оборудование определяется мощность компрессорной станции и тип ГПА, соответствие принятых решений новейшим достижениям науки и техники разрабатывается организация контроля за герметичностью скважин и подземных выработок, мероприятия по противопожарной безопасности, охране окружающей среды, безопасному ведению работ и проведению профилактических и ремонтных работ. [c.244]

При разработке газоконденсатных местоскоплений в целях наибольшего извлечения конденсата проводят закачку сухого газа, предварительно сжатого в компрессорах до давления, превышающего на 15—20% забойные давления в скважинах. Газ с конденсатом поступает в конденсатную установку, где происходит отделение жидкой фазы (конденсата) при определенных давлениях и температурах. [c.217]

По давлению в конце минуты после закрытия скважины дебит определяется весьма просто. Перед производством наблюдений открывают полностью задвижку скважины и выдувают в течение некоторого промежутка времени газ на воздух, а. <а-тем быстро закрывают задвижку. Для замера давления на скважине должен быть установлен манометр. После продувки скважины быстро закрывают задвижку и наблюдают с секундомером за манометром, отмечая давление в конце первой минуты. Повторяют наблюдение 3—5 раз и берут среднее. Для вычислений определяют объем скважины по поперечным сечениям и, длинам труб, по которым газ поступает от забоя к поверхности. Объем скважины, умноженный на давление в конце первой минуты в атмосферах, дает дебит газа за одну минуту. Способ очень прост и не требует никаких измерительных приборов, за исключением манометра. Определение дебита этим способом особенно применимо, когда газовый фонтан несет песок или брызги жидкости, которые мешают работе приборов, определяющих скорость струи газа. [c.30]

При подземном хранении газа основное значение имеет непроницаемость-хранилища. Кривые повышения давления после испытания дебита. позволяют установить существование сброса или границы проницаемости, а также возможность определения расстояния скважины от сброса. Изучением этой проблемы занимался Хорнер, назвавший это явление подъем давления в скважинах . Кривые подъема давления, представленные в виде диаграммы [c.319]

Низкотемпературная сепарация осуществляется при температурах от —15° С в описанных ранее гравитационных или циклонных сепараторах с предварительным охлаждением газа. Охлаждение газа до низких температур позволяет более глубоко провести удаление влаги и конденсата. Для охлаждения газа и газового конденсата при НТС используют два метода дросселирование газа и применение специальных холодильных машин. Метод дросселирования основан на "дрос-сель-эффекте" или эффекте Джоуля — Томсона, изучаемого в курсе физики. Суть этого эффекта заключается в изменении температуры газа при снижении давления на дросселе, т.е. на местном препятствии потоку, газа. При положительном эффекте Джоуля — Томсона газ в процессе дросселирования охлаждается, а при отрицательном — нагревается. Для природного газа, состоящего в основном из метана, эффект Джоуля — Томсона положительный, т.е. происходит с охлаждением газа. Для дросселирования газа перед входом в сепаратор устанавливают дроссель, т.е. шайбу с узким проходным отверстием. Дросселирование газа широко применяют при низкотемпературной сепарации ввиду простоты устройства дросселя и отсутствия сложного холодильного оборудования. Однако дросселирование эффективно для охлаждения газа только при определенном устьевом давлении газовой скважины (во всяком случае не менее 6 МПа). Поэтому применение дросселирования на поздних стадиях разработки месторождения неэффективно из-за падения давления газа. В этом случае для охлаждения газа применяют специальные холодильные машины. Применение таких машин позволяет вести подготовку газа до конца разработки месторождения, но при этом возрастают (примерно в 2—2,5 раза) капитальные вложения в обустройство промыслов. Для предотвращения образования гидратов в сырой газ вводят водный раствор гликолей, в частности диэтиленгликоль (ДЭГ). [c.83]

Процедуры расчета установки, приведенные в данной главе, основаны на непрерывной последовательности операций по откачке. Глубины установки клапанов и рабочие давления в скважине основаны на гидродинамическом давлении в на-сосно-компрессорных трубах и давлении инжектируемого газа на глубинах установки каждого клапана. Большинство методик расчета установок были разработаны с учетом проведения откачки установки непрерывного газлифта с минимальной потерей давления инжектируемого газа или при полном отсутствии таких потерь. Графическая процедура обычно рекомендуется для определения точек установок клапанов на глубине. Преимущество графического метода заключается в малой вероятности допущения серьезных ошибок при получении окончательных результатов, поскольку значительная ошибка будет, как правило, очевидна при решении графическим способом. [c.203]

Для приближенного определения потерь газа в процессе подземного хранения используют данные замеров объемов закачанного и отобранного газов, а также статических пластовых давлений в конце так называемого нейтрального периода, когда нет ни закачки, ни отбора газа. Кроме того, определяют положение границы раздела газ-вода методом радиометрии скважин (часто используют нейтронный гамма-каротаж) и коэффициент объемной газонасыщенности обводненной зоны. [c.495]

При определении давления на входе КС в период отбора следует учитывать потери давления газа в пласте, стволе скважины и ее шлейфе. Считая, что КС совмещена с групповым пунктом и пренебрегая потерями давления в аппаратах подготовки газа, можно записать [c.498]

Разработка нефтяных и газовых месторождений осуществляется не единичными скважинами. Для обеспечения необходимого уровня добычи жидкости или газа нужно определенное количество скважин. Сумма дебитов этих скважин должна обеспечить заданный отбор из месторождения. Поэтому в фильтрационных расчетах, связанных с разработкой месторождний, необходимо рассматривать множество скважин, размещенных определенным образом на площади нефтегазоносности, в зависимости от параметров пластов и свойств насыщающих их флюидов. При этом возникают гидродинамические задачи определения давлений на забоях скважин при заданных дебитах или определения дебитов скважин при заданных из технических или технологических соображений забойных давлениях. Аналогичные задачи возникают при рассмотрении системы нагнетательных скважин, используемых для поддержания пластового давления. В этих случаях также целесообразно схематизировать геометрию движения. При этом рассматриваются наиболее характерные плоские нерадиальные потоки. Проанализировать все возможные геометрии фильтрационных течений на представляется возможным, да в этом и нет необходимости, так как владея общей методологией расчета, можно определить основные характеристики таких потоков. [c.103]

Определенное таким образом расстояние I после прибавления поправки на расстояние до места установки первого клапана принимается за расстояние до первого клапана. К заданному расходу газа добавляется поправка, соответствующая первому клапану полученное значение расхода газа запоминается. Соответствующим образом определяется и запоминается значение давления газа около первого клапана, а также значение давления газа на устье скважины после регулятора. [c.80]

Соотношения для определения давлений открытия и закрытия клапанов включает давление газожидкостной смеси в колонне подъемных труб р и давление нагнетаемого газа р в затрубном пространстве скважины на глубине расположения клапанов, а также давление р в их сильфонной камере в условиях скважины. Для настройки клапанов перед их спуском в скважину необходимо определить значения указанных параметров. [c.101]

При расчете работы газлифтных скважин месторождения Нефтяные Камни ставилась задача определения возможности фонтанирования скважин, глубины ввода, общего и удельного расхода рабочего агента при известном давлении компримированного газа, при этом были использованы следующие исходные данные пластовое, рабочее, забойное и устьевое давления, коэффициент продуктивности, газовый фактор, обводненность и физические свойства жидкостей и газа. [c.255]

В последние годы все чаще в практике разработки газовых месторождений стала использоваться опытная и опытно-промышленная эксплуатация месторождений. Одной из основных задач при этом является оценка запасов газа по методу падения давления, в основе которого, как известно, лежит уравнение материального баланса [1, 2]. Этот метод широко используется в настоящее время и в ряде случаев пока оказывается единственным методом, способным дать объективную оценку запасов газа. Однако использование этого метода сопряжено с известными трудностями, заключающимися в необходимости определения давления, средневзвешенного по объему порового пространства. Этот недостаток проявляется особенно при малом числе скважин, т.е. как раз в период опытной и опытно-промышленной эксплуатации. В этом случае на месторождении образуются значительные зоны, в которых нет скважин и, следовательно, неизвестно пластовое давление. Кроме того, встречаются месторождения с настолько сложным строением (например, Шебелинка), что даже при большом числе эксплуатационных скважин очень трудно взвешивать давление по объему. [c.38]

Следует отметить, что в работе [3] предлагались другие методы определения запасов газа, а именно 1) метод удельных объемов дренажа, в котором используется падение пластового давления по каждой скважине 2) метод вычисления средневзвешенного давления по дебитам. [c.38]

На основе изложенного идея метода определения запасов газа может быть сформулирована следующим образом. По данным наблюдения и измерения скорости падения давления на забоях скважин запасы газа месторождений можно оценить по формуле (10). [c.41]

Существуют и другие методы определения запасов газа метод удельных объемов дренажа с использованием падения пластового давления по каждой скважине и метод вычисления средневзвешенного давления по дебитам [3]. Первый метод был предложен без достаточного теоретического обоснования и поэтому нуждается в апробации, а второй дает хорошие результаты только для сравнительно однородных коллекторов. [c.285]

Поскольку во время продувки (отработки скважины перед испытанием) давление на прувере не замерялось, для определения дебита газа использовалась следующая методика. [c.412]

Максимально возможная продуктивность газовой скважины или так называемый свободный дебит, — это то количество газа, которое может дать открытая скважина при атмосферном давлении в единицу времени. Если скважину открыть и разрешить газу беспрепятственно выходить, то дебйт такой скважины скоро начнет падать. Поэтому в каждом месторождении в газопроводе, в который включаются скважины, поддержй-вае гся определенное давление, и скважина отдает только часть своей максимальной продуктивности. Некоторые предприятия потребляют50— 60% свободного дебита, другие же наоборот стараются поддерживать добычу на уровне 20—25% свободного дебита. Благодаря такой системе эксплоатации, удлиняется срок эксплоатации месторождения и поэтому уменьшается возможность затопления газа водой и вследствие этого повышается общее количество продукции. [c.136]

Характерная особенность экс1шуатации ПХГ — цикличность их работы, которая выражается в смене процессов закачки и отбора газа. В процессе закачки происходит заполнение пласта-коллектора и создание общего объема газохранилища, подразделяемого на активный и буферный объемы газа. Активный объем является оборотным, участвующим в процессе закачки и отбора. Буферный объем — это минимальное необходимое количество неизвлекаемого газа в пластовых условиях, которое обусловливает цикличность эксплуатации хранилища. Объем буферного остаточного газа составляет 60-120 % рабочего (активного) газа с учетом создания в хранилище определенного давления в конце отбора газа при соответствующем дебите скважин. [c.414]

В качестве пенообразователя в условиях АНПД можно использовать химические соединения, способные в условиях скважины разлагаться с выделением газа. Наиболее приемлемые в этом плане углекислые соли аммония (карбонат аммония, мочевина), которые при термическом воздействии выделяют углекислый газ и аммиак. Преимуществом этих соединений является то, что после прогрева до определенной температуры газ находится в растворенном состоянии, пока давление не станет ниже давления насыщения. Только после снижения давления ниже определенной величины при заданной температуре газ перейдет в газообразное состояние. Другим преимуществом этих веществ является обратимость реакции их разложения, т.е. по мере подъема образовавшейся пены по НКТ она частично остывает и инициатор газообразования в виде водного раствора опускается на забой и, прогревшись, вновь разлагается с выделением газов. [c.227]

Второй метод, который в настоящее время проходит апробацию в Институте нефти, основан на работе Стафкенса и Богарда [3]. Он предназначен для разделения смесей, содержащих О2, N2, СО2 и алканы от С1 до С5, на индивидуальные компоненты и для разделения углеводородов Се—Сз в соответствии с числом углеродных атомов в их молекулах. На рис. 16.3 представлена хроматограмма смеси газов, выделяющихся из сырой нефти в результате уменьшения давления при ее извлечении из скважины. Сопоставив результаты количественного анализа этой смеси и оставшихся в жидкой фазе низкокипящих соединений, можно вычислить, какой состав имеет газовая фаза над поверхностью нефти при высоком давлении. Поскольку для обнаружения и количественного определения сопутствующих газов необходим детектор по теплопроводности, а содержание присутствующих в очень низкой концентрации углеводородов Сб—Се можно определить лишь с помощью высокочувствительного пламенно-ионизационного детектора, в данном случае на выходе из колонки устанавливают (в указанной последовательности) оба детектора, а в качестве репера, позволяющего сопоставить сигналы детекторов, используют одно из соединений (например, этан или пропан), которому отвечает достаточно заметный пик на обеих хроматограммах. Разделение проводится на колонке размером 3 мХ2,3 мм (внутр. диам.), изготовленной из нержавеющей стали и заполненной порапаком Р, при программируемом подъеме температуры от —50 до - -150°С газом-носителем служит гелий. Данный метод проще описанного выше многоколоночного, воспроизводимость и точность которого зависят от безукоризненной работы переключающих кранов, т. е. от того, насколько они герметичны и насколько строго синхронизовано их переключение с процессами хроматографического разделения, протекающими на разных колонках. [c.381]

Манометры спускают в скважину на стальной проволоке диаметром 1,6-2,5 мм через специальный прибор, герметизирующий устье скважины во время спуска, называемый лубрикатором. Скважинш е приборы спускают в скважину и извлекают из нее при помощи лебедки, смонтированной на автомашинах. Диаметр скважинных манометров 32-36 мм, длина 1500-18(Ю мм, масса 10-15 кг, пределы измерения давлений -от О до 100 МПа. Погрешность измерения давления газа составляет (0,1-0,4%) максимального значения шкалы. Для определения работоспособности, чувствительности и погрешности скважинные манометры тарируются при помощи грузовых образцовых поршневых манометров типа МОП-250. [c.311]

Экспериментальные исследования в лабораториях и опыт разработки газоконденсатных месторождений, так же как и теоретические соображения, показывают, что нагнетательные скважины следует располагать в верхней части пласта, до-бьпзающие - на крыльях складки, так как сухой газ имеет меньшие плотность и вязкость, чем сырой газ. Сухой газ стремится перемещаться по кровле пласта в область наименьшего давления, т.е. в верхнюю часть структуры. Если нагнетательные скважины расположены на крыльях складки, то газ перемещается вверх отдельными струйками (языками) с определенной скоростью и не вытесняет сырого газа. Если же закачивать сухой газ в верхнюю часть залежи, то здесь используется в полной мере энергия давления газа и происходит как бы поршневое вытеснение сырого газа сухим по всей толщине пласта. [c.401]

Буферный газ предназначен для создания в хранилище определенного давления в конце отбора, при котором обеспечивается необходмый дебит газа, соблюдаются требования охраны недр и условия транспортировки газа в район потребления уменьшения продвижения воды в хранилище увеличения дебитов скважин уменьшения степени сжатия газа на КС. [c.476]

В скважинах с негерметичным лифтом и, как следствие, с периодическим падением давления газа в обсадной колонне технология замера давления для определения места утечки газа такова. Для предотвращения подброса манометр начинают спускать в период между выбросами. После достижения прибором забоя скважины расход газа увеличивают до нескольких десятков тысяч кубометров в сутки для стабилизации ввода газа через негерметичность. После снижения давления газа в обсадной колонне начинают поднимать манометр и записывать давление. [c.235]

Технология спуска термографа с местной регистрацией температуры подобна технологии замера давления. Особенностью является то, что при замере температуры для определения утечки газа необходимо, чтобы интервал между остановками прибора был не более 50 м, так как падение температуры газожидкостной смеси за счет ввода охлаждешого газа наблюдается в этом интервале. В связи с необходимостью в большом числе остановок замер температуры в скважине термографом для определения утечки газа широкого распространения не получил. Обычно замеряют температуру в скважине в местах установки газлифтных клапанов. Для определения утечек газа в лифте используют непрерывную запись температуры с помощью электротермометра, который позволяет регистрировать даже незначительные негерметичности лифта. [c.236]

В 1954 г. А.Л. Козлов, В.Н. Корценштейн и В.П. Савченко [12] показали значение гидрогеологических исследований и впервые дали приближенную формулу для определения высотного положения газоводяного контакта по данным замеров пластового давления газа в газовой скважине и воды в законтурной скважине. [c.5]

Предложенный метод определения запасав газа для единичной скважины был успешно опробован на Быстрянском месторождении [5]. Из формулы (31) следует, что этот метод может быть использован и для системы скважин при неизменных технологических условиях работы (дебиты, число скважин, их расположение и т.д.). При изменении условий будут изменяться и зоны дренажа каждой скважины. Можно предположить, что изменение этих зон таково, что в итоге будут получаться суммарные запасы газа. При одновременном пуске нескольких скважин, формально используя соотношение (31), можно следить за изменением зон дренажа каждой скважины. Для оценки точности метода определения запасов газа в пористой среде были подсчитаны запасы газа по скорости падения квадрата давления, а также для сравнения результатов оценки запасов при линейном и нелинейном дифференциальных уравнениях фильтрации газа в пористой среде были подсчитаны запасы газа для кругового однородного пласта, эксплуатируемого центральной скважиной, по формулам (22) и (23). Результаты приведены в табл. 1 и 2. [c.45]

В действительности расчетные давления часто отличаются от фактических. В этих случаях при неизменных параметрах флюидоемкости в каждой точке пласта пропорционально изменяют (уменьшают или увеличивают) параметр проводимости и для каждой модели получают соответствующие результаты расчета. На основе этих результатов находят средневзвешенную по отборам относительную ошибку определения пластовых давлений по скважинам. Пластовое давление определяется как среднеарифметическое по скважинам. Аналогичные расчеты проводятся для вариантов с пропорциональным изменением параметров флюидоемкости в каждой точке пласта. Достаточно рассчитать порядка 20 — 30 вариантов моделей, чтобы выбрать вариант с минимальным значением средневзвешенной относительной ошибки расчетных давлений. Для выбранного варианта находят разность между средневзвешенным и среднеарифметическим давлениями, которую принимают в качестве фактической. Зная среднеарифметическое по скважинам давление в залежи, находят искомое средневзвешенное давление в пласте. Поскольку точность определения запасов на начальной стадии разработки невысока (порядка 10 % при качественных промысловых данных), метод применяют в случае значительной неопределенности в запасах газа (20 % и выше). [c.283]

В работе [б описан метод оценки запасов газа мелких месторождений по данным о снижении забойного давления, который был апробирован только для месторождений, эксплуатирующихся одной скважиной. Поэтому с помощью электроаналоговой вычислительной машины на УСМ-1 были проведены исследования для обоснования возможности практического использования данных эксплуатации скважин изменение пластовых или забойных давлений, а также дебитов) и определения запасов газа однопластовых и многопластовых газовых месторождений, резко неоднородных по фильтрационным параметрам и различных по форме. Были рассмотрены различные режимы работ однониточных и совместно работающих скважин при последовательных остановках и включениях скважин, а также изменяющихся во времени дебитах изменение зон дренажа в процессе эксплуатации однопластовых и многопластовых месторождений связь между дебитами скважин и объемами зон дренирования. Оценена точность предложенного метода и сопоставлены результаты подсчета запасов кругового однородного пласта, эксплуатируемого центральной скважиной при линейном и нелинейном законах фильтрации газа в пористой среде. Выполнен подсчет запасов газа Березанского, Северо-Ставропольского и других месторождений. Результаты проведенных исследований, а также подсчеты запасов указанных месторождений подтверждают правильность и эффективность этого метода. Вместе с тем проверены метод удельных объемов дренажа и различные способы осреднения пластового давления. [c.285]

Впервые оценка технологических потерь газа за многолетнюю историю создания и эксплуатации газохранилища в нижнещигровском горизонте на Московской станции подземного хранения газа (МСПХГ) была выполнена в 1973 г. При этом были определены потери газа при исследованиях скважин (за счет пропусков в элементах газопромыслового оборудования, при стравливании давления в компрессорах, выкидных линиях и т.д.) за счет микро- и макрозащемления, растворения в воде и утечек газа через покрышку пласта-коллектора. Их величина по состоянию на 1.05.1973 г. составила около 2,5% суммарного отбора газа. Так как при этом принимался ряд допущений, полученные результаты рассматриваются как ориентировочные. более точной оценки данных потерь и определения запасов газа в пласте на начало каждого цикла отбора было предложено использовать метод падения среднего пластового давления. [c.166]

Результаты, полученные при решении данной задачи (давления и температуры газа на головках скважин при различных отборах газа), для операторов УКПГ служат режимными заданиями, которые, будучи сведены в таблицы, представляют собой режимные карты, где каждому отбору газа из скважины соответствуют определенные давления и температуры на головке скважины. С помощью таких режимных карт оператор УКПГ, управляющий технологическим процессом подготовки газа и получающий сведения о текущих давлениях и температурах газового потока на головке скважины, снимаемых с помощью [c.102]

Вначале рассматривается определение оптимальных параметров ииклической эксплуатаиии ПХГ на базе агрегированной модели с использованием понятия осредненной скважины, средних значений расхода, давления в скважинах, шлейфах и коллекторах, средневзвешенного пластового давления. Затем технологические показе-тели создания ПХГ в истощённом газовом месторождении - такие, как объем буферного газа, необходимое число скважин, мощности ДКС, уточняются с учётом фактических характеристик имеющихся и прогнозных пареметров новых скважин, перераспредвле адя пластового давления при их совместной работе, значений расхода, давлений в коллекторах, шлейфах и в стволах каждой скважины, [c.136]