Теория и опыт разработки месторождений природных газов - Вяхирев Р.И.
Скачать (прямая ссылка):
Испытания показали устойчивость связи и надежность передачи данных на расстоянии от 6 до 15 км между скважиной и УКПГ.
Расчет дебита акустическим способом производился по формуле
Q-
P
Tz,
где Q — дебит газа; Y — уровень звукового давления в информативном диапазоне частот; z — коэффициент сверхсжимаемости; р, T — давление и температура газа в точке замера, измеренные АГДК.
Широкое внедрение предложенных автоматизированных АГДК позволяет обеспечить надежный контроль за технологическими режимами работы скважин, обеспечивая безаварийную их эксплуатацию, не допуская разрушения пласта и выноса песка, подтягивания конусов и языков воды, а при необходимости — контроль за их количеством.
Возникновение аварийных ситуаций предусматривает отключение скважин.
Таким образом, внедрение предлагаемых средств контроля за режимами скважин позволяет существенно снизить неопределенность в системе управления разработкой и эксплутацией газовых месторождений, повысить надежность подачи газа и конденсата, безопасность и экологическую защищенность окружающей среды.
Наличие АГДК позволяет четко устанавливать и поддерживать технологический энергосберегающий режим эксплуатации скважин.
В последующем на кафедре разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина по предложению А.Д. Седых АГДК был модернизирован Ю.П. Коротаевым и Д.И. Ивановым, что позволило не только выполнять функции контроля, но и управляющие функции, автоматическое открытие и закрытие скважины и поддержание заданного ТРЭС.
241
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К ГЛ. 5
1. Стрижов И.Н., Ходанович И.Е. Добыча газа. — М.: Гостоптехиздат, 1946.
2. Лапук Б.Б. Теоретические основы разработки месторождений природных газов. — М.: Гостоптехиздат, 1948.
3. Левыкин Е.В. Установление рационального режима эксплуатации газовых скважин. Вопросы разработки и эксплуатации газовых месторожде — ний. — М.: Гостоптехиздат, 1953.
4. Лапук Б.Б. Некоторые вопросы научных основ разработки газовых месторождений. О технологическом режиме эксплуатации газовых скважин. Развитие газовой промышленности СССР. — М.: Гостоптехиздат, 1960.
5. Смирнов A.C., Ширковский А.И. Добыча и транспорт газа. — М.: Гостоптехиздат, 1957.
6. Полянский А.П., Коротаев Ю.П. Эксплуатация газовых скважин. — М.: Гостоптехиздат, 1956.
7. Коротаев Ю.П., Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. — М.: Недра, 1981.
8. Коротаев Ю.П. Избранные труды: В 3 т. — М.: Недра, 1996. — Т. 1.
9. Алиев З.С., Андреев С.А., Власенко А.П., Коротаев Ю.П. Технологический режим работы газовых скважин. — М.: Недра, 1978.
10. Коротаев Ю.П. Методика определения коэффициентов фильтрационного сопротивления и критического дебита скважин // Газовая промышленность. — 1989. — № 6.
11. Савченко В.В., Жиденко Г.Г., Коротаев Ю.П., Олексюк В.И., Криворуч-ко Е.П., Фоменко К.Я. Энергосберегающий режим надежной эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин. — М.: Изд. ВНИИЭГАЗПРОМ, 1989.
12. Коротаев Ю.П. Исследование и режимы эксплуатации скважин. — М.: изд. ВНИИЭГАЗПРОМ, 1991.
13. Mc.Cay T.F., Fetkovich M.T., Needham R.B. Analysis of the Kansas Hugoton Infile — Drilling Program. J.P.T., June, 1992, pp. 714 — 723.
14. Жиденко Г.Г. Проблемы герметичности скважинных систем // Газовая промышленность. — 1992. — № 3.
15. Маскет M. Физические основы технологии добычи нефти. М.: Гостоптехиздат, 1953.
16. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. — М.: Недра, 1980.
17. Коротаев Ю.П., Зотов Г.А. Расчеты технологических режимов работы газовых скважин по методу последовательной смены стационарных
состояний // Тр. ин—та / ВНИИГАЗ. — 1960. — Вып. 9(17).
18. Коротаев Ю.П. О расчете технологических режимов эксплуатации и обработки результатов исследования скважин по степенной формуле // Экспресс—информ. — 1992. — Вып. 5.
19. Немировский И.С. Совершенствование технологии проведения газодинамических и теплофизических исследований скважин и шлейфов газовых месторождений Севера Тюменской области: Дис.
20. Лапук Б.Б., Брудно А.Л., Сомов Б.Е. О конусах подошвенной воды в газовых залежах // Газовая промышленность. — 1961. — № 2.
21. Коротаев Ю.П. Избранные труды: В 3 т. — М.: Недра, 1996. — Т. 1.
22. Гриценко А.И., Нанивский Е.М., Ермилов О.М. Немировский И.С. Регулирование разработки газовых месторождений Западной Сибири. — М.:
Недра, 1991.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПРИ ГАЗОВОМ РЕЖИМЕ
6.1. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ РАСЧЕТА ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ
Методика расчета основных показателей разработки месторождений природных газов обычно сводится к определению изменения во времени: дебитов газовых скважин, их потребного числа, пластового и забойного давления в скважинах для выбранного темпа отбора газа из залежи при определенном ТРЭС.
Эти показатели можно определить в результате интегрирования дифференциального уравнения
неустановившейся фильтрации газа при соответствующих краевых условиях.
