18. Системы размещения скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях.

В теории и практике разработки месторождений природных газов широкое распространение получили следующие системы размещения скважин: равномерное размещение по квадратной или треугольной

с етке (рис. 1); под равномерной сеткой понимается такая система размещения скважин на площади газоносности, когда в процессе разработки не образуется общей депрессионной «воронки», т. е. пластовое давление вдали от каждой скважины примерно одинаково и близко к среднему пластовому давлению на соответствующий момент времени. Тогда изменение дебитов газовых скважин определяется изменением во времени среднего пластового давления по залежи в целом. Равномерное размещение скважин рекомендуется при разработке газовых (газоконденсатных) месторождений при газовом режиме и значительной однородности продуктивного пласта по коллекторским свойствам. Дебиты газовых скважин при равномерном размещении бывают больше, чем при других системах размещения (при прочих равных условиях и отмеченном ограничении). Размещение скважин в виде кольцевых батарей или цепочек скважин (рис. 2 и 3);Осуществляется на мелких месторождениях, учитываются структурные особенности. В отдельных случаях система сбора газа может определять выбор размещения скважин в виде батареи (батарей). Такое размещение скважин можно применять при глушении аварийно фонтанирующей скважины и т. д. При размещении скважин в виде кольцевых батарей или цепочек быстрее (чем при равномерном размещении) падают забойные и устьевые давления и дебиты скважин, раньше требуется ввод дополнительных скважин для разработки месторождения. Газосборные системы и промысловые коммуникации при рассматриваемой системе размещения отличаются компактностью. Размещение скважин в центральной (сводовой) части залежи (рис. 4); при размещении скважин в центральной части месторождения (в «сухом поле») может быть продлен период безводной эксплуатации скважин. Сокращение затрат на обустройство. Неравномерное размещение скважин на площади газоносности (рис. 5). Имеет место, когда месторождения маленькие или с высокой степнью неоднородности ФЕС. При разведочных работах на месторождениях бурятся разведочные скважины, далее при вводе месторождения в работу, большинство разведок переводятся в эксплуатационные скважины. При дальнейшей разработке систему размещения скважин подбирают так, чтобы разведки максимально попадали в узлы системы размещения скважин, но такое получается редко. При бурении эксп. скв. Получается неравномерная сетка. Рядная схема расположения. Имеет место на месторождениях с ППД. Расстояние между скважинами в ряду меньше расстояния между рядами. Большой коэффициент газоотдачи.

19. Показатели разработки газовых и газоконденсатных залежей.

Показатели работы залежи в целом: головой отбор газа, суммарный отбор газа, годовой отбор конденсата, суммарный отбор конденсата, коэффициент извлечения газа/конденсата, объем внедрившейся воды, подъем контакта, Р_пл, количество скважин.

Показатели работы скважин: депрессия, Р_уст, Р_заб, t_уст, дебит нефти/газа, дебит жидкости (конденсат/вода).

20. Понятие «средней скважины» при расчетах показателей разработки месторождений.

Средняя скважина – условное понятие, отображающее средние по всем скважинам параметры их работы (глубина, конструкция, дебит, депрессия, а и в). Введение понятия средней скважины преследует две цели: 1. по возможности наилучшим образом учесть разнодебитность скважина на месторождении;2. Обеспечение наиболее достоверного прогноза.

21. Определение потребного количества скважин при разработке месторождения.

, где к_р- коэффициент резерва скважин. Учитывает возможные погрешности при определении добывающих возможностей скважин, а также сезонную неравномерность потребления газа.

Q_г – годовой отбор

к_э- коэффициент эксплуатации – отношение количества дней работы в году к календарному времени.

22. Определение пластового давления по заданному отбору газа.

Для определения динамики пластового давления используется уравнение материального баланса. , строится график зависимости Р_(t)/z_(t)÷Q_доб(t).

23. Теория «укрупненной скважины».

Укрупненная скважина – аппроксимированная залежь с приведенным радиусом R= . Она дренирует однородный по коллекторским свойствам водоносный пласт с постоянным во времени дебитом Qв. Согласно решению Ван Эвердингена и Херста изменение забойного давления во времени на стенки укр-й скв-ны (давление на контуре залежи) определяется , где fo=Kt/R²з, где K-коэф-т пьезопроводности пласта, p(fo) – табулированная функция параметра Фурье

Объем внедрившейся воды за время t рассчитывается след образом:

, где Q(fo)-табулированная функция параметра Фурье.