Теория и опыт разработки месторождений природных газов - Вяхирев Р.И.
Скачать (прямая ссылка):
4. Закиров С.Н., Коротаев Ю.П., Кондрат P.M. и др. Теория водонапорного режима газовых месторождений. — М.: Недра, 1976.
5. Гафурова M., Закиров С.Н., Коротаев Ю.П., Орлов B.C. К оценке обводняющегося числа эксплуатационных скважин // РНТС. Сер. Разработка и
208
эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. ВНИИЭГаз-пром. — 1977. — № 10.
6. Маскет M. Течение однородных жидкостей в пористой среде: Пер. с англ. — Гостоптехиздат, 1 949.
7. Лапук Б.Б., Брудно А.Л., Сомов Б.Е. О конусах подошвенной воды в газовых залежах // Газовая промышленность. — 1961. — № 2.
8. ЗакировС.Н., Колесникова С.П., Коротаев Ю.П., Коршунова Л.Г. Исследование нестационарного конусообразования // Газовая промышленность. — 1 979. — № 4.
9. Закиров С.Н., Колесникова С.П., Коротаев Ю.П., Коршунова Л.Г. Деформации границы раздела газ—вода при эксплуатации скважины // Реф. сб. "Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений".
ВНИИЭГазпром, 1 977, вып. 6.
10. Coats K.H., Dempaey J.R., Henderson J.E. The use of vertical Equilibrium in Two-Dimensional Simulation of Three-Dimensional Reservoir Performance. Soc. Petrol. Eng. J., No, 1971, p. 63 — 71.
11. Стрижов И.Н., Ходанович И.Е. Добыча газа. — М.: Гостоптехиздат,
1 946.
12. Катц Д и др. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа. — М.: Недра, 1965.
13. Панфилов М.Б., Панфилова И.В. Осредненные модели фильтрационных процессов с неоднородной внутренней структурой. — М.: Наука, 1996.
14. Панфилов М.Б. Управление извлекаемыми запасами в сильно неоднородных залежах // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. — 1 997. — № 8.
15. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. Справ. руководство: в 2 т. / Под ред. Ю.П. Коротаева, Р.Д. Маргулова. — М.:
Недра, 1 984. — Т. 1 .
16. Коротаев Ю.П., Панфилов М.Б., Балашов А.Л., Савченко В.В. Влияние разновременности ввода скважин на конечную отдачу пласта. Теоретический анализ // Обз. информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. — М.: ИРЦ Газпром, 1996.
17. Инструкция по исследованию газоконденсатных месторождений на газоконденсатность. — М.: Недра, 1975, с. 72.
18. Методическое руководство по подсчету балансовых и извлекаемых запасов конденсата, этана, пропана, бутанов, неуглеводородных компонентов, определению их потенциального содержания в пластовом газе, учету добычи конденсата и компонентов природного газа. — М.: изд. ВНИИГАЗ,
1 990, с. 45.
19. Григорьев В.С. Прогнозирование углеводородоотдачи пластов // Газовая промышленность. — 1990. — № 6. — С. 45 — 47.
20. Григорьев В.С. Повышение конденсатоотдачи при разработке залежей с применением сайклинг-процесса // Нефтяная и газовая промышленность. — 1985. — № 3. — С. 32 — 36.
21. Коротаев Ю.П. Новые технологии разработки месторождений природного газа // Материалы Всесоюзной конференции. Основные направления и проблемы развития энергетики СССР на перспективу. — 1989. — Вып. IV.
OAO I IE IAExANEEA DAEE IU YEN IEOAOAOEE NEAAEE I
5.1. NIADAIAIIUA IDAANOAAETIE? I OAO IE IAExANE I I DAEE IA YEN iEOAOAOEE AAg IAUO NEAAEEI
Под технологическим режимом эксплуатации газовых скважин (ТРЭС) понимается режим работы скважин, при котором поддерживается определенное соотношение между дебитом скважины и забойным давлением или его градиентом. С математической точки зрения технологический режим эксплуатации скважин определяет граничные условия на забое, знать которые необходимо для интегрирования дифференциального уравнения фильтрации газа к скважинам.
Технологический режим работы газовых скважин — это заранее запрограммированные определенные условия движения газа в призабойной зоне и по стволу скважины, характеризуемые значением дебита и забойного давления (или его градиента) и определяемые некоторыми естественными ограничениями [9, 17]. Например, энергосбережением, эксплуатацией без осложнений и аварий, недопущением разрушения пород забоя при высоких депрессиях или поступления пластовой воды на забой и др.
Технологический режим эксплуатации газовых скважин при оптимальных нормах прибыли должен обеспечивать наивыгоднейший дебит газа, а также весь комплекс работ, необходимых для нормальной эксплуатации скважины, присква-жинного оборудования и сооружений, без осложнений и аварий в течение всего срока разработки месторождения, получения максимальной газоотдачи при условии охраны недр и окружающей среды [10—12].
210
ТРЭС является комплексной характеристикой, а не чисто гидродинамическим и термодинамическим параметром пласта и скважины, и определяется деформационными и прочностными характеристиками призабойной зоны пласта. На его установление влияют многие факторы: геологические, технологические, технические, экологические, экономические, неопределенность имеющейся информации, потребности в газе и конденсате, количество и расположение скважин на структуре, охрана прав каждого собственника недр и др. [1, 3, 13, 17].
Правильно установленный технологический режим эксплуатации газовых скважин обеспечивает получение наиболыне-го количества газа при энерго- и ресурсосберегающих технологиях с наименьшими гидравлическими и тепловыми потерями, исходя из геолого-промысловых, технических, экономических и экологических условий.
