На головну

Технологічний режим роботи свердловин при наявності піщаної пробки або стовпа рідини на вибої

  1. I. Роботи Г. п. Щедровицького
  2. I. Мета роботи
  3. I. Мета роботи
  4. I. Мета роботи
  5. I. Мета роботи
  6. II. Загальна характеристика методологічної роботи
  7. II. Роботи інших авторів

В процесі експлуатації свердловин в залежності від стійкості колекторів, депресії на пласт, проникнення бурового розчину в пласт, конструкції свердловини, її дебіту і розподілу дебіту по інтервалу розкриття пласта, вмісту рідини в потоці може утворитися піщана пробка або стовп рідини, що негативно впливають на технологічний режим роботи. Тому при виборі технологічного режиму роботи таких свердловин необхідно врахувати хоча б ті чинники, які могли б виключити можливість утворення піщаної пробки або стовпа рідини. Кількісне вплив піщаної пробки або стовпа рідини можна порівняти з впливом недосконалості свердловини на її дебіт і пов'язано, крім висоти пробки, з її проникністю. В ізотропних пластах наявність пробки висотою до 20% загальної газоносної товщини пласта практично не впливає на дебіт свердловини.

12.2.1. Визначення дебіту свердловини при повному і частковому перекритті пласта піщаної пробкою і стовпом рідини

1. Дебіт свердловини з пробкою, проникність якої така, що градієнт тиску при фільтрації газу по ній дуже істотний, при повному перекритті пласта пробкою наближено визначаємося по формулі

де Рпл, Рз - відповідно пластовий і забійне тиску, 0,1 мПа; ? - висота пробки, рівна потужності пласта h, м; a, b - коефіцієнти фільтраційного опору, які визначаються з виразів

Тут Кп - проникність пробки Д.

Відносний дебіт свердловини, продуктивний пласт в якій повністю перекритий пробкою, наближено визначається за формулою

Приклад. За формулою при Н = ?-1,5 і 10м для різних співвідношень проницаемостей пласта і пробки k / kп були розраховані .

Результати розрахунків показані на рис. 32, з якого видно, що зі збільшенням потужності пласта, отже, і висоти пробки, дебіт свердловини зменшується.


Малюнок 32. Залежність від k / kп для повністю забрудненої в межах продуктивного пласта свердловини

?, м; 1 - 1; 2 - 5; 3 - 10

Малюнок. 32а. Залежність від k / kп для різної висоти пробки при неповному забрудненні забою

?, м; 1 - 1; 2 - 10; 3 - 20; 4 - 30.


2. При частковому перекритті газоносного шару пробкою відносний дебіт свердловини визначається за формулою:

Приклад.За формулою для різних співвідношень К / Кп при Н = 50м, ? = 1, 10, 20 і 30м були проведені розрахунки, результати яких показані на рис. 32а. Як видно з рис. 32а при великій висоті пробки ?-30м і відповідно К / Кп <= 0,5х10-3 зона забруднення практично не працює і тому відносний дебіт з пробкою відповідає відносному дебіт недосконалою за ступенем розкриття свердловини.

3. Дебіт свердловини, що розкрила пласт потужністю Н і перекритою стовпом рідини висотою ? = Н, визначається за формулою:

 де

рг, рж- Щільність відповідно рідини і газу в забійних умовах; ? - справжнє газосодержание в інтервалі фільтра; Рзаб- забійні тиск у покрівлі пласта.

Відносний дебіт свердловини при повному перекритті стовпом рідини продуктивного пласта наближено визначається за формулою:

4. При частковому перекритті продуктивного пласта стовпом рідини, коли вертикальна проникність пласта близька до нуля, відносний дебіт свердловини визначається за формулою:


де Q0 - Дебіт чистої (без стовпа рідини) свердловини; Q1, Q2 - Дебіти з перекритої і не перекритої стовпом рідини частин пласта, відповідно.

Приклад. При Н = 100 м, Рпл = 10,0 мПа, Рз = 9,9, 9,8, 9,5 і 9,0 мПа, рж= 1000 кг / м?, рг= 0,8 кг / м?,  = 0,62;  ТСР = 3000До були розраховані дебіти для різних значень ?. Результати показані на рис. 33.

Малюнок 33. Залежність  від ?? Р, 0,1 мПа

1 - 1; 2 - 2; 3 - 5; 4 - 10.


12.2.2. Вплив депресії на ступінь забруднення забою свердловин і умови освіти або руйнування пробки

Ступінь забруднення забою свердловини піщаної пробкою пов'язана зі швидкістю потоку і депресією, що припадає на одиницю довжини пробки.

Для відомих тисків у покрівлі Рз і проникності пробки, в якій значний градієнт тиску, сила, що діє на пробку висотою ?і перетином 1см?, визначається за формулою:

 , Де Рпід - Тиск у підошви пласта.

Питома перепад на одиницю довжини пробки наближено можна визначити за формулою:

Приклад. За формулою для різних  і ? розраховані R і показані на рис. 34, з якого видно, що при перевищенні питомої перепаду R над його критичним значенням (точки максимуму на кривих) зупиняється ріст пробки і починається її руйнування. Зі збільшенням проникності пробки питомі втрати в ній зменшуються.

Вплив депресії на процес утворення пробки можна оцінити за формулами:

Ця формула дозволяє визначити наступне.

1. Критичну висоту пробки за умови

2. Безперервне зростання пробки при

3. Руйнування і винос пробки при

де ?п - Щільність речовини, що утворює пробку, кг / м3.

Приклад. За вищенаведеними формулами для 2а / b = 10, 100, 400, 900, 1500, 2500 і різних депресій розрахована висота пробки ?. Результати розрахунків показані на рис. 34а.


Малюнок 34. Перепад тиску на одиницю довжини пробки в залежності від її розмірів

 : 1 - 0,25; 2 - 0,15; 3 - 0,1; 4-0,05; 5 - за даними скв.9 - родовища Газлі

Малюнок 34а. Залежність розміру зони забруднення від депресії

З - область уявних рішень, де величина пробки може бути будь-який; 2a / b: 1 - 10; 2 - 100; 3-400; 4 - 900; 5 - 1500; 6 - 2500


Освіта піщаної пробки або стовпа рідини безпосередньо пов'язано з вибором діаметра і глибини спуску фонтанних труб, розподілом дебіту в інтервалі перфорації і дебітом свердловини. Оскільки вибір діаметра в залежності від форми і розміру частки вивчений порівняно досить, основним критерієм при встановленні технологічного режиму вважають глибину спуску труб.

Глибина спуску фонтанних труб повинна бути ув'язана з додатковими втратами тиску, можливістю прихвата, однорідністю перфорованого інтервалу (або відкритого забою), розподілом дебіту по розрізу, потужністю фільтра, необхідністю проведення дослідницьких робіт, що вимагають спуску труб до продуктивного інтервалу та ін. Окремо практично всі перераховані фактори, що включають і глибину спуску, вивчені. проте в даний час немає єдиної методики розрахунку глибини спуску фонтанних труб з урахуванням всіх факторів. Узагальнюючи накопичений матеріал, можна лише рекомендувати для свердловин, в яких немає небезпеки прихвата, немає необхідності проведення досліджень, які потребують відкритого інтервалу перфорації та ін., Спускати труби на глибину 80-90% інтервалу перфорації.

12.3. Технологічний режим роботи свердловин при наявності підошовної води

12.3.1. Визначення граничного безводного дебіту газових свердловин без урахування підйому контакту газ-вода

Наявність підошовної води - один з основних факторів, що впливають на технологічний режим роботи газових свердловин. Продуктивність таких свердловин обмежується допустимою депресією на пласт. Якщо допустима депресія на пласт визначена за формулою, то граничний безводний дебіт свердловини розраховується за формулою:

де а, b - коефіцієнти фільтраційного опору, які визначаються за результатами дослідження свердловини; Рпл, Рзаб - Пластовий і забійні тиск відповідно.

Приклад. Визначити граничні безводні дебіти свердловини, що розкрила ізотропний пласт з вихідними даними: Rk = 100 м; Rc = 0,1 м; h = 60 м; Рпл = 4,66 мПа; a = 0,6; b = 0,000105; Кг = Кв = 0,213 Д; рв= 1020 кг / м? для hнд= 40 м і hнд= 30 м.

Розрахунки, проведені за формулами, показують, що при  = 0,5 граничні безводні дебіти відповідно рівні Qпр = 425 тис. М? / добу і Qпр = З78 тис. М? / добу, а при  = 0,667, Qпр = 272тис. м? / добу.

12.3.2. Визначення граничного безводного дебіту з урахуванням підйому контакту газ-вода

Граничні безводні дебіти, що визначаються за формулами, придатні для поточного положення контакту газ-вода. У міру падіння пластового тиску в газоносної частини пласта контакт газ-вода піднімається. Підйом контакту газ-вода впливає на пластовий тиск газоносної частини пласта, параметри а і b, потужність пласта h тощо. Тому при прогнозуванні граничного безводного дебіту необхідно врахувати зміну положення контакту газ-вода в часі.

Підйом контакту газ-вода враховується шляхом зміни параметрів. Якщо Qпр визначається за формулою, то ? РДОП, а й b замінюється на

Крім того, Рпл, pв і pгзамінюються на Pпл (t), pв(T), pг(T).

Різницю між початковим і поточним значенням газонасиченої потужності приблизно можна визначити за формулою

де

k - проникність пласта, Д; ?0 - Початковий обсяг газової частини покладу, м?; ?В -В'язкість води в пластових умовах, сп; Q - дебіт свердловини, тис. М? / добу; t - час розробки, сут; ? - коефіцієнт пьезопроводності водоносної частини поклади, см? / с; ? = 293 / Тпл - температурна поправка; m - пористість, частки одиниці; ?г -газонасиченість газової частини, частки одиниці.

Порядок визначення граничного безводного дебіту при рухомому контакті газ-вода наступний.

За формулами визначається обсяг газової частини пласта ?0, Потім коефіцієнт А0і далі ?h, отже, і h (t) (для розглянутого відрізка часу).

Поточне пластовий тиск визначається з рівняння матеріального балансу відповідно з рештою запасами газу і поточним обсягом газоносної частини поклади


За поточним значенням обсягу ?т обчислюється поточне Аг, В якому приймається нове Q. В залежності від прийнятої розрахункової методики, визначаються поточні параметри.

 За цим значенням розраховується граничний безводний дебіт Qпр за формулою. Отриманий Qпр використовується при розрахунку нового поточного значення Аг.

Слід звернути увагу, що при визначенні ?h потрібно дуже висока точність розрахунку подлогаріфміческіх величин (до сьомого знака після коми).

Малюнок 35. Залежність Qпр від

при рухомому (суцільні лінії)

і нерухомому (пунктирні лінії)

контакті газ-вода

Рпл, 0,1 мПа; 1 - 300; 2 - 257; 3 - 219; 4 - 181; 5 - 144.


Приклад. Визначити граничні безводні дебіти свердловини з наступними вихідними даними: Рпл. н. = 30,0 мПа; h0= 50 м; Rk = 500 м; Rc = 0,1 м; a = 0,56 добу / тис. м?; b = 0,0058 (сут / тис. м?) ?; ? = 1,25 * 10? см? / с; Qн = 340 тис. М? / добу; ?0= 5,81 * 106 м?; ?Г= 0,74; ? = 0,76; m = 0,2; k = 0,025 Д для t = 0; 1000; 2000; 3000 і 4000 на добу. Результати розрахунків наведені в табл. 14 і показані на рис. 35.

Таблиця 14 Результати розрахунку Qпр при рухомому контакті газ-вода

 t, діб  Qг, млн. М?  ?h, м  h (t), м ?Г, Млн. М?  Рпл (t), 0,1 мПа;
 -3,08,215,527,0  50,047,041,834,523,0  5,815,464,854,002,67

Як видно на рис. 35, граничні безводні дебіти, розраховані за формулою, при рухомому контакті газ-вода знижуються більш інтенсивно, що пов'язано з необхідністю зменшення депресії на пласт, потужності пласта і ін. В процесі розробки.

12.3.3. Визначення оптимального розкриття газоносного шару з підошовної водою

Оптимальне розтин газоносного шару з підошовної водою забезпечує максимальний граничний безводний дебіт свердловини і залежить від ємнісних і фільтраційних властивостей пласта, властивостей газу, води та ін. Оптимальне розтин пласта визначається аналітичним і графоаналітичним методами.

Аналітичним методом оптимальне розтин пласта hоп наближено визначається за формулою:

де a1= Ah; b1= Bh?. Нові значення a і b повинні бути визначені за формулами

;


Графо-аналітичним методом оптимальне розтин пласта визначається наступним чином. За формулою розраховується Qпр для різних  . Будується залежність Qпр від h (рис. 36).

За залежності Qпр від  визначається максимальне значення граничного безводного дебіту Qпр max, відповідного

Малюнок 36. залежність Qпр від


За побудованої кривої Qпр від  визначаємо, що максимальний Qпр= 200тис. м? / добу відповідає  = 0,35, яке оптимально для даної свердловини. Оптимальне розтин при цьому hвск. опт. = 0,35h = 17,5 м. Наведену методику визначення оптимального розкриття використовують для періодичного контролю за Qпр в процесі розробки покладу з рухомим контактом газована вода.

12.4. Технологічний режим роботи свердловини при одночасному припливі газу і підошовної води

При прориві конуса підошовної води до свердловини і відсутності можливості зупинити її приток до забою виникає необхідність встановити технологічний режим роботи такої свердловини.

Методика для досить точного визначення дебіту газу і підошовної води при їх одночасному припливі до забою до теперішнього часу не розроблена. Тому пропонується наближені методи розрахунку дебітів газу та води.

При неповному розкритті газоносної частини изотропного пласта дебіт підошовної води визначається за формулою

де - фазова проникність для води, Д;  - В'язкість води в пластових умовах, сп; h, hнд - газоносная і розкрита потужність пласта відповідно, м; ? - висота стовпа води, що забезпечує тиск 0,1 мПа в пластових умовах, м / (0,1 мПа).

Приклад. Визначити дебіт води в свердловині з вихідними даними: h = 50м; hВС= 25 і 50м; ? = 10 м / (0,1 мПа); Rk = 500м; Rс = 0,1 м;  = 0,05; 0,1; 0,2; 0,3; 0,4 і 1,0 Д при? Р = (1-5) · 0,1 МПа. Розрахунки були проведені за формулою, результати яких представлені на рис. 37. Приплив підошовної води згідно рис. 37 ідентичний притоку води при безнапірному русі.

Малюнок 37. Залежність дебіту води від депресії на пласт

Розтин газоносної частини пласта а - повне; б - не повне;  , Д (5): 1 - 1; 2 - 0,4; 3 - 0,3; 4 - 0,2; 5 - 0,1; 6 - 0,05.

При одночасному припливі в анізотропному шарі газу і підошовної води до свердловини дебіт підошовної води наближено визначається за формулою:

де kгв - Горизонтальна проникність для води, Д;  - Коефіцієнт анізотропії; h2 - Частина потужності пласта, зайнята водою, м.

Дебіт газу наближено визначається за формулою:

де kрр - Горизонтальна проникність для газу, Д; h1 - Частина потужності пласта, зайнята газом, м; ?Г - В'язкість газу, СПЗ; z - коефіцієнт сверхсжімаемості газу.

Малюнок 38. Залежність дебіту газу (а) і води (б) від депресії при v = 0,33

1 - h1= 12,5 і h2= 37,5;

2 - h1= 20 і h2= 30;

3 - h1= 30 і h2= 20;

4 - h1= 40 і h2= 10

Приклад. Визначити дебіти води і газу свердловини з вихідними даними: kГГ= 0,01Д; kВ= 0,01 і 0,001 Д; ?Г= 0,02 сП; ?В= 1,0 сп; ? = 10 м / (0,1 мПа); Rk = 500м; Rc = 0,1 м для різних значень? Р, h1, h2. Результати розрахунків дебітів газу та води показані на рис. 38.

12.5. Температурний технологічний режим роботи свердловин

При низькій температурі пласта і навколишнього ствол свердловини середовища і наявності вологи в газі створюються умови для утворення гідратів в привибійній зоні і в стовбурі свердловини, що викликає ускладнення в роботі і знижує надійність видобутку газу. Виключити можливість гидратообразования і підвищити надійність експлуатації свердловин можна шляхом правильного вибору технологічного режиму роботи або закачуванням антігідратного інгібіторів в свердловину. При наявності можливості встановлення технологічного режиму, що забезпечує роботу свердловини без утворення гідратів, недоцільно застосовувати менш ефективний спосіб - закачування інгібітору в свердловину. В умовах гідратоутворення слід визначити температурний технологічний режим роботи свердловини, пов'язуючи це з рівноважним тиском і температурою гидратообразования. Рівноважні тиску і температура гидратообразования залежать від складу газу, вмісту вологи, теплофізичних властивостей і параметрів навколишнього ствол свердловини середовища та ін.

Для встановлення температурного технологічного режиму роботи необхідно визначити зміна дебіту, тиску і температури газу і пов'язати ці зміни з рівноважними тиском і температурою гидратообразования, використовуючи при цьому рівняння припливу газу до свердловини, рівняння руху газу по стовбуру, аналітичну або експериментальну залежність між тиском і рівноважної температурою гидратообразования і рівняння зміни температури в пласті і в стовбурі працює свердловини. Для безгідратний режиму роботи свердловини необхідно, щоб при певному дебите (тиску) температура газу була вищою рівноважної температури гідратоутворення tp.

Якщо необхідно, щоб гідрати не утворювалися тільки в пласті, то має задовольнятися умова tз> tр. Якщо необхідно, щоб гідрати не утворювалися до гирла свердловини, то повинно бути tу> tр.

12.5.1. Безгідратний режим роботи привибійної зони і стовбура свердловини

Визначення можливості освіти гідратів в привибійній зоні і в стовбурі свердловини необхідно для вибору способу і місця подачі інгібітору. У разі, коли гідрати утворюються в привибійній зоні, інгібітори періодично закачуються в пласт.

Безгідратний режим привибійної зони забезпечується при виконанні нерівності tp

Порядок визначення tp, tз і G і входять до них параметрів наведено вище. розрахунки по визначенню безгідратний режиму роботи привибійної зони проводяться в наступній послідовності.

За відомими коефіцієнтами а й b для прийнятного забійного тиску визначається G.

ПоG і іншим параметрам, що входять в формулу, розраховується tз.

За експериментальними даними або розрахунковим шляхом згідно з формулою або за рівноважним кривим гидратообразования при відомій щільності газу визначається tp.

Отримані значення t з і tp повинні задовольняти нерівності tp

Безгідратний режим роботи стовбура свердловини забезпечується при tp

У свердловинах, розташованих в зонах багаторічної мерзлоти, гідрати можуть утворитися на будь-якій глибині. Тому умова tp

Якщо розрахунки з різними режимами показують, що задовольнити tp

12.6. Технологічний режим роботи свердловин при наявності агресивних компонентів в їх продукції

Агресивні компоненти в складі природних газів (вуглекислий газ. Сірководень, ртуть і ін.) При наявності вологи в продукції свердловин вступають з металами в хімічну реакцію і викликають корозію свердловинного і наземного устаткування. Інтенсивність корозії залежить від тиску і температури середовища, концентрації агресивних компонентів, кількості вологи, характеристики металів свердловинного і наземного обладнання, конструкції свердловини, ступеня і характеру мінералізації води, швидкості потоку і ін. Облік впливу всіх факторів на інтенсивність корозії досить складний і тому доцільно розглянути хоча б основні. До них належать такі:

- Концентрація агресивних компонентів в потоці;

- Тиск і температура середовища;

- швидкість потоку;

- Мінералізація води;

- Технічна характеристика використовуваного обладнання.

Частина цих факторів (концентрація агресивного компонента в газі і мінералізація води не піддається регулюванню). Тому при виборі технологічного режиму слід виходити з можливості застосування корозійно-стійких матеріалів, антикорозійних інгібіторів, встановлення оптимальних тисків, температур і швидкості газу і правильного вибору конструкції свердловини.

Дослідження окремих зразків і промислові спостереження показують, що інтенсивність углекислотной корозії заздрості від парціального тиску вуглекислого газу і температури.

Зі збільшенням парціального тиску СО2швидкість корозії збільшується. Зі збільшенням температури швидкість корозії також істотно збільшується. В процесі розробки парціальний тиск СО2 знижується, а обсяг водного конденсату збільшується і тому інтенсивність корозії знижується.

Найбільш агресивний компонент, що викликає агресивну корозію - сірководень (H2S). Характерна риса сірководневої корозії - розтріскування. Так само як і при углекислотной корозії, швидкість корозії залежить від парціального тиску H2S. При наявності в складі газу СО2 і H2S вплив H2S на інтенсивність корозії істотніше в порівнянні з СО2.

Одне з основних умов корозії металу - наявність вологи в видобутої продукції. Наявність і кількість води при заданій концентрації СО2 або H2S зумовлює кислотність середовища, яка обумовлює інтенсивність корозії. При відомому вмісті вологи в газі і концентрації агресивних компонентів інтенсивність корозії істотно залежить від швидкості потоку. Швидкість залежить від продуктивності пласта, конструкції свердловини, тиску і температури газу в стовбурі. Наявні численні промислові та лабораторні дослідження показують, що при відомих концентраціях окремих компонентів, вологи в газі, тиску і температурі існує деяка швидкість, при підвищенні якої інтенсивність корозії істотно збільшується. За даними досліджень свердловин Майкопського родовища ця швидкість дорівнює 11 м / с. В окремих випадках ця величина в залежності від різних факторів може бути більше або менше і повинна бути встановлена ??промисловими і лабораторними дослідженнями для кожного родовища.

У разі, коли з об'єктивних причин не використано обладнання з антикорозійним покриттям або відсутня можливість подачі антикорозійного інгібітора, то в якості основного показника при встановленні технологічного режиму слід приймати швидкість потоку, яку вибирають по промисловим і лабораторними дослідженнями зразків обладнання, що застосовується. При відомої конструкції з постійним діаметром фонтанних труб найбільш небезпечно, з точки зору корозії, гирло свердловини, де повинна підтримуватися критична швидкість vкр, Перевищення якої значно збільшує інтенсивність корозії.

Дебіт свердловини при відомій критичної швидкості визначається за формулою:

де d - діаметр фонтанних труб, см; Ру - добичі тиску ,. 0,1 мПа; Ту - температура газу у гирла свердловин, 0 До; Zy - коефіцієнт сверхсжімаемості при Рy і Тy.

величина Qкр пов'язана з забійними і гирловим тисками виразами:

позначивши:

;

визначаємо:

Параметри, що входять в ці формули, порядок їх визначення та розмірності приведені вище. Порядок розрахунку технологічного режиму для обраної швидкості наступний.

За відомим Рпл. vКР, і параметрам а, b, ?і ?. визначають Ру.

Потім за формулою визначають Qкр і по відомим Ру і Qкр для заданої конструкції розраховують Рз і далі? Р2.

Зміна Рпл в процесі розробки наближено можна визначати за рівнянням матеріального балансу.

приклад. Визначити Ру і Qкр свердловини заданої конструкції при наступних вихідних даних: Vкр= 10 м / с; d = 6,3 см; Ту = 300 0До; Тз = 3400До; L = 1500 м;  = 0,6; ? = 0,016; а = 6 діб / тис. м?; b = 0,02 (на добу / тис. м?) ?.

Результати розрахунків наведені в таблиці 15.

Табліца15 Результати технологічного режиму роботи свердловини в умовах корозії

 № п / п  Час розробки, сут.  Рпл, 0,1 мПа  Ру, 0,1 мПа  Qкр, тис. М? / добу  Рз, 0,1 мПа  ? Р, 0,1 мПа
 73,536,5  95,170,9  6,05,04,94,13,0

Технологічний режим роботи при наявності агресивних компонентів в газі, що обмежується швидкістю на гирлі, прийнятний при відсутності зміни діаметра фонтанних труб (прохідного перетину потоку), структури потоку, його напрямки та ін.

Якщо фонтанні труби складаються з комбінованих труб, то можливо, що необхідна швидкість буде не біля гирла свердловини, а в її стовбурі в місцях переходу з одного (як правило, малого) діаметра фонтанних труб на інший діаметр.

Якщо встановлена ??швидкість і пов'язані з нею забійні тиск і дебіт викликають ускладнення, т. Е. Сприяють руйнуванню пласта, утворення заторів або гідратів, то слід приймати як критерій ці фактори за умови, що отримуються при цьому швидкості не будуть перевищувати швидкостей, обумовлених корозією .

12.7. Технологічний режим роботи свердловин, що розкрила многопластовие поклади

Технологічний режим роботи свердловин, що розкрила многопластовие поклади, перш за все, залежить від наявності або відсутності гідродинамічної зв'язку між пластами, розкритими єдиним фільтром.

При досить хорошою гідродинамічної зв'язку між пластами, розкритими єдиним фільтром, технологічний режим встановлюється, як на однопластовой поклади з урахуванням неоднорідності по розрізу.

Якщо пласти ізольовані, але необхідна експлуатація одночасно всіх пластів, то при порівняно однакових складах, близьких за теплотворною здатністю газів і за змістом агресивних компонентів і конденсату, технологічний режим встановлюється, як на однопластовом родовищі.




Газові і газоконденсатні поклади (родовища). | Методи підрахунку запасів вуглеводнів | Газо-гідродинамічні методи (ГДМ) дослідження газових і газоконденсатних свердловин і пластів | Системи видобутку газу і газоконденсату | Інтенсифікація видобутку газу і нафти | Збір і підготовка газу до транспортування | Фізико-хімічні властивості нафти в пластових і нормальних (атмосферних) умовах | Моделі пласта і процесів витіснення нафти | освоєння свердловин | Методи підвищення запасів нафти і умови їх застосування |

© um.co.ua - учбові матеріали та реферати