ехнологічний режим ЕКСПЛУАТАЦІЇ свердловини может буті зміненій за рахунок! застосування геолого-технічних ЗАХОДІВ, таких як:
кріплення прівібійної зони пласта;
подача в затрубний простір інгібіторів гідратоутворення.
У процессе розробки Родовище в залежності від умов, Які змінюються, змінюються и технологічні режими ЕКСПЛУАТАЦІЇ свердловин.
. 2 Характеристика глибино та Поверхнево обладнання
Голіцінське газоконденсатне родовище розробляється похілоскерованімі експлуатаційними свердловина.
метою ізоляції водоносних пластів, а такоже для Запобігання від обвалів стінок свердловин и Запобігання прориву газу в Інші пласти, свердловини обсаджено Наступний колонами:
водоізолююча діаметр 720 мм;
хвостовик діаметр 530 мм;
кондуктор діаметр 324 мм;
технічна діаметр 245 мм;
експлуатаційна діаметр 140 мм.
Для устаткування експлуатаційних свердловин Використовують фонтанів арматуру на робочий Тиск до 35 МПа - АФК - 80/6535, або Foster +3118 - 2/165 (АФК 2-80/6535).
За результатами розрахунків Втратили тиску в стовбурі и швідкості газу біля черевика НКТ фонтанні труби Пропонується Використовують з Умовний діаметром 89х6,5 мм та 60,3х5 мм.
свердловина, Які розташовані на шельфі, повінні буті обладнані спеціальнім внутрішньосвердловіннім устаткуванням.
. 3 Характеристика методів дослідження свердловин. Обробка результатів дослідження
Для забезпечення нормальної ЕКСПЛУАТАЦІЇ свердловин, для Отримання вихідних даних, Які необхідні для розробки Родовище, для контролю за розробка Родовище, для встановлення технологічного режиму ЕКСПЛУАТАЦІЇ свердловин нужно знаті продуктивну характеристику свердловин, якові можна візначіті на Основі результатів ОБРОБКИ ДОСЛІДЖЕНЬ свердловини.
Під продуктивним характеристикою газової свердловини Розуміємо сукупність таких відомостей:
). Залежність дебіту свердловини від різниці квадратів Р пл та Р в (малий 4.3.1.)
Q=f (P пл 2 - Р в 2). (4.3.1.)
). Залежність дебіту від депресії на пласт Q=f (P пл - Р в)=f (DP). (4.3.2.)
). Залежність дебіту від гірлового тиску Q=f (P г). (4.3.3.)
). Чисельного значення коефіцієнта фільтрації опорів А і В
P пл 2 - Р в 2=AQ + BQ 2. (4.3.4.)
). Абсолютно вільний дебіт.
). Залежність змінювання в часі дебіту свердловини после ее Відкриття
Q=f (t). (4.3.5.)
). Залежність вібійного тиску в часі после Відкриття свердловини
Р в=f (t). (4.3.6.)
). Залежність вібійного тиску в часі после закриття свердловини.
). Умови вінесення механічніх домішок и Рідини при різніх депресіях на пласт.
Малюнок 4.3.1, та 4.3.2 - Графічні залежності різниці тісків та їх квадратів від дебіту.
известно, что формула припливи газу до свердловини має такий вигляд
P пл 2 - Р в 2=AQ + BQ 2. (4.3.7.)
Основним Завдання ОБРОБКИ результатів є визначення Коефіцієнтів фільтрації опорів А і В. Спочатку будується індікаторна Діаграма. (мамл.4.3.8) та проводитися его інтерпретація (малий. 4.3.2.).
Малюнок 4.3.1 та 4.3.2 - Індікаторна крива та ее інтерпретація.
(4.3.9.)
Бувають випадки, коли пластової Тиск віміряті НЕ можливо.
P пл 2 - Р в1 2=AQ 1 + BQ 1 2 (4.3.10.) пл 2 - Р в2 2=AQ 2 + BQ 2 2 (4.3.11.) в1 2 -Р в2 2=A? (Q 1 - Q 2) + B? (Q 2 січня -Q +2 2) (4.3.12.)
(4.3.13.)
У загально виде
(4.3.14.)
За помощью коефіцієнта А можна візначіті величину kh/m (гідропровідність пласта)
, (4.3.15.), (4.3.16.)
де l - візначаємо помощью коефіцієнта В.
4.4 Характеристика та аналіз методів Дії на прівібійну зону пласта
У міцніх слабо-проникни Колектор Приплив газу до свердловини очень малий НЕ Дивлячись на велику депресію на пласт. У таких випадка застосовують Вплив на прівібійну зону з метою штучного Збільшення пронікності прівібійної зони пласта и це часто дает хороші результати, тому-то найбільші Втрати тиску мают місце в прівібійній зоне пласта.
