Характеристика газоносных пластов, и скважин

ХАРАКТЕРИСТИКА ГАЗОНОСНЫХ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН [c.9]

Преимущество описанной методики проектирования разработки многопластовых газовых месторождений состоит в том, что она допускает совместную эксплуатацию газоносных горизонтов, имеющих различные эксплуатационные характеристики и запасы газа с различными условиями, ограничивающими эксплуатацию скважин. При этом значительно упрощаются гидродинамические расчеты, связанные с проектированием разработки многопластовых месторождений. Технологический режим в процессе эксплуатации может назначаться для каждой многопластовой скважины в отдельности. Зная текущее распределение пластовых давлений в каждом совместно разрабатываемом пласте, нетрудно при известных параметрах О и Ь определить дебит каждого горизонта, что очень важно для проведения анализа и регулирования процесса разработки совместно разрабатываемых горизонтов. [c.158]

Общая характеристика газоносных пластов показана в следующих частичных разрезах буровых скважин. [c.128]

Следует отметить, что подсчет запасов газовых месторождений разных типов и характеристик требует резко различных затрат времени,- объема геофизических и буровых работ, а главное — точность подсчета может быть очень разной. Известны крупные месторождения простого строения, структура которых хорошо определяется сейсморазведкой, газоносные пласты выдержанные и их параметры (мощность, пористость) надежно определяются каротажем. Запасы таких месторождений, даже если они очень крупные, уверенно подсчитываются объемным методом по данным бурения 10— 15 скважин. [c.63]

В результате проведенных исследований достаточно детально разработано моделирование процессов эксплуатации хранилища, имеющего большую площадь газоносности и неоднородную характеристику продуктивного пласта, Модель имеет обширную базу данных, содержащую данные о динамике объемов закачки и отбора газа, пластового давления по всем скважинам за всю историю эксплуатации хранилища, динамику распределения пластового давления по зонам по площади хранилища за этот же период, все необходимые ис- [c.54]

Вектор-функцию / можно вывести на основании анализа газогидродинамических характеристик объекта газопромысловой технологии. В этом случае в / будут входить уравнения материальнога и теплового балансов по природному газу и по углеводородам или влаге, по скорости протекания различных газогидродинамических явлений в газоносном пласте, скважинах, установках подготовки газа и газового конденсата и т. д. [c.79]

С увеличением же отборов газа в два раза, т. е. до 300 тыс. м 3/сут., для обеспечения работы 22 газлифтных скважин наблюдается резкое падение давления (табл. 2) и срок работы этих скважин составит всего лишь 6 лет. Поэтому с увеличением фонда газлифтных скважин свыше 11 срок их эксплуатации составит менее 30 лет. Поэтому ввод одновременно двух скважин только с целью увеличения фонда газлифтных скважин с 11 до 22 является нерациональным. Однако скважина 60 находится вблизи внешнего контура газоносности и будет после непродолжительной эксплуатации обводнена. Поэтому необходимо подготовить еще одну из газовых скважин, близлежащую к сводовой части, например, скважины 58, 62, используемые ныне как нефтяные. Лучше же провести новую газовук> скважину в купольной части П1 пласта. Эта скважина будет иметь лучшую газогидродинамическую характеристику и сможет обеспечить работу тех же газлифтных скважин в течение более длительного периода. Кроме того, она обводнится позже остальных газовых скважин, так как будет расположена выше по структуре. [c.23]

Методы интенсификации связаны с литологическим строением и фильтрационной характеристикой газосодержащих пород. Для первой группы вступивших в разработку месторождений - Елшано-Курдюмского, Северо-Ставропольского, Коробковского - технология работ по интенсификации заимствована из опыта нефтяников. Для терригенных коллекторов применялась так называемая продувка скважин на факел в пределах допустимой депрессии устойчивости пород пласта, для карбонатных коллекторов - солянокислотные обработки. Эти способы воздействия на пласт позволяли полностью освоить только вскрытую скважиной часть продуктивной толщи, а полученные дебиты были значительно ниже потенциальных дебитов при полном освоении продуктивного пласта. Разработка группы месторождений Прикаспийской впадины с газоносными карбонатными коллекторами, большим этажом газоносности (до 500 м), наличием слабопроницаемых и непроницаемых экранов между газонасыщенными объектами потребовала создания новых технических решений. Основными из них являются по-интервальные обработки с использованием блокирующей жидкости (тиксотропная эмульсия и др.), направленные обработки высоконапорными струями с использованием забойного оборудования, управляемого канатной техникой, для скважин с открытым забоем пенокислотные обработки. На Оренбургском месторождении поинтервальные и пенокислотные обработки внедрены широко. Направленные обработки струйным способом испытаны с положительным результатом. [c.157]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология