Cтраница 1
Значение коэффициента газоотдачи связано также и с длиной горизонтальной части ствола. При больших интенсивностях отбора и небольшой длине горизонтального ствола ( 620 и 320 м) скважину необходимо эксплуатировать при значительных депрессиях на пласт, что приводит к ее преждевременному обводнению либо к образованию глубоких депрессионных воронок. В таких случаях высокую интенсивность отбора газа следует поддерживать непродолжительное время ( до б-ти лет), а затем переходить на режим эксплуатации скважин при низких депрессиях на пласт. [1]
На значение коэффициента газоотдачи также влияет режим разработки залежи. Газовые и газоконденсатные месторождения имеют в основном только два вида режимов: газовый и упруговодонапорный. [2]
Достижение значения коэффициента газоотдачи при принятых проницаемостях продуктивных пластов и их удельных запасах с использованием вертикальных скважин на уровне значений, полученных при 1гор 400 м, возможно только при очень плотной сетке скважин, что исключает рентабельность освоения изучаемого фрагмента. [3]
Необходимо подчеркнуть, что значение коэффициента газоотдачи зависит от достоверности используемых запасов, относительно которых определяется коэффициент газоотдачи, емкостных и фильтрационных свойств залежи, макронеоднородности залежи по толщине и по площади, наличия и интенсивности перетока газа между пропластками, активности и размеров водоносного бассейна, распределения отбора газа по площади и многих других факторов. [4]
В графе р20 - приведены значения коэффициента газоотдачи за 20 лет разработки для различных вариантов. [5]
Автор считает, что формула (1.5) дает близкие к опытным значения коэффициента газоотдачи. [6]
В условиях, когда температура газоконденсатного пласта соответствует значению крикондетермы, коэффициент конденсатоотдачи достигает значения коэффициента газоотдачи. [7]
Перечисленные выше и другие факторы, влияющие на точность определения запасов и отборов газа, предопределяют значения коэффициентов газоотдачи отдельных месторождений, не соответствующие их фактическим возможностям. [8]
Однако описанные в работе [71] исследования приводят к несколько иной качественной оценке достигаемых в процессе разработки значений коэффициента газоотдачи. [9]
Из изложенного выше следует, что при газовом или упруговодонапорном режимах разработки месторождения для определения коэффициента газоотдачи необходимо учитывать большое количество факторов. Значение коэффициента газоотдачи зависит от достоверности используемых запасов, относительно которых он определяется, неоднородности залежи по толщине и по площади, наличия и интенсивности перетока газа между пропластками, активности и размеров водоносного бассейна, распределения отбора газа по площади, наличия тектонических нарушений и их амплитуды, фильтрационных свойств залежи и др. Перечисленные выше и другие факторы не поддаются учету приближенными методами. Поэтому исследования, проведенные приближенными методами, не могут являться основанием для точной количественной оценки коэффициента газоотдачи месторождений с различными емкостными и фильтрационными свойствами. [10]
В соответствии с режимом дренирования определяется и величина конечной газоотдачи. Такие значения коэффициентов газоотдачи соответствуют условиям, когда количество растворенного в газе конденсата сравнительно невелико. При значительном содержании конденсата в газе запасы его, подсчитанные объемным методом, завышаются на объем углеводородов, переходящих из газообразного состояния в жидкое при снижении пластового давления. [11]
Большинство публикаций, посвященных проблеме коэффициента газоотдачи, базируются на данных, полученных либо в процессе разработки реальных месторождений, либо путем использования приближенных методов, не гарантирующих качественное определение коэффициента газоотдачи. Необходимо подчеркнуть, что значение коэффициента газоотдачи зависит от достоверности используемых запасов, относительно которых определяется коэффициент газоотдачи, неоднородности залежи по толщине и по площади, наличия и интенсивности перетока газа между пропластками, активности и размеров водоносного бассейна, распределения отбора газа по площади, наличия тектонических нарушений и их амплитуды, фильтрационных свойств залежи и других факторов, которые не поддаются учету приближенными методами. Поэтому исследования, проведенные приближенными методами, не могут являться основанием для точной количественной оценки коэффициента газоотдачи месторождений. [12]
Поэтому при проектировании и осуществлении разработки месторождения природного газа следует предусматривать такое число эксплуатационных скважин, такое размещение их на структуре и соответствующие технологические режимы эксплуатации, систему обустройства газового промысла, значения коэффициента газоотдачи, которые обеспечили бы наилучшие экономические показатели. [13]
Было проведено большое количество лабораторных опытов на естественных и искусственных кернах по вытеснению газа водой. В опубликованных работах на моделях пласта исследовано влияние различных факторов на значение коэффициента газоотдачи. Однако в представленных опытах не моделировались естественные условия разработки газовых месторождений, поэтому они носят ориентировочный характер и заметно отличаются от реальных свойств газоносных пластов. [14]