3. Средневзвешенные пластовые давления в залежи и зоне отбора газа. Понятие о депрессионной воронке.

Среднее взвешенное давление по площади находят по формуле , где h,m- параметры емкости. Средневзвешенное давление в зоне отбора определяется по давлениям в добывающих скважинах.

Общая депрессионная воронка . Она характеризует все скважины.

№10

1. Устройство фонтанной арматуры.

Фонтанная арматура для нефтяных и газовых скважин предназначена для герметизации устья скважин, контроля и ре­гулирования режима их эксплуатации, а также для проведения различ­ных технологических операций. Арматура по условиям эксплуатации подразделяется на три группы: для умеренной климатической зоны — 1) некоррозионной и 2) коррозионной сред; 3) для холодной климати­ческой зоны и некоррозионной среды. Собирается по схемам тройникового и крестового типа Трубная головка предназначена для подвески одного или двух рядов насосно-компрессорных труб, их герметизации, а также для вы­полнения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважин. Колонны подъемных труб подвешиваются на резьбе и на муфтовой подвеске. Елка предназначена для направления продукции скв. в вы­кидную линию регулирования режима эксплуатации, установки специ­альных устройств при спуске скважинных приборов или скребков для очистки труб от парафина, замера давления и температуры среды, а так­же для проведения некоторых технологических операций.

Боковые струны арматуры оканчиваются ответными фланцами для приварки к линиям манифольда. На фланцах боковых отводов трубной головки и фонтанной елки предусматриваются отверстия для подачи ингибиторов коррозии и гидратообразования в затрубное пространство и в ствол елки.

2. Рабочая и равновесная линия абсорбера

О сушка газа процесс диффузионный Х-в ядре ДЭГа, М=К(ун-ук)Ft где К-коэф абсорбции, t-время М –перенос массы воды (массообмен). М_ДЭГа=К(Хк-Хн)Ft приравняем М_в= М_ДЭГа равновесную линию абсорбции строят по тарелкам КПД тар=0,2 теорет.тарел/КПД=кол-во тарелок обеспечивающих выходные параметры газа.

3. Определение запасов газа объемным методом и методом падения пластового давления в залежи.

Объемный метод основан на определении геометрии газонасыщен­ного объема W_н, термодинамической характеристики залежи и харак­теристики самого газа. Используется как правило при подготовке месторождения к освоению.

Метод подсчета запасов по падению давления применяют только в процессе эксплуатации залежи на газовом режиме (W_н=W_t=const).

Метод не требует знания геометрии залежи, пористости и газона­сыщенности пластов в такой мере, как это требуется для объемного метода. Но точность метода зависит от точности определения средневзвешенного пластового давления. Оформляется подсчет в виде построения графика зависимости Р_(t)/z_(t)÷Q_доб(t).

Подсчет может производиться при извлечении из залежи 10-15% начальных запасов и затем ежеквартально уточняться.

№11

1. Исследование скважин на установившейся режим

Исследование газовой скважины на установившихся режимах фильтрации заключается в эксплуатации скважины на 5-6 режимах с различными дебитами и определения коэффициентов фильтрационного сопротивления «А и В» в уравнении притока газа к скважине. Режим работы скважины задается установкой сменной диафрагмы, и на каждом режиме замеряется дебит и забойное давление при известном Рпл, затем производится интерпретация данных исследования, расчет забойных параметров (Рпл, Рзаб, ΔР) и дебитов Q, графическое построение индикаторных линий. Линеаризация уравнения притока и определение коэффициентов.  Значения коэффициента «А» определяют по отрезку, отсекаемому этой прямой на оси ординат, а значение «В» - как тангенс угла наклона прямой к оси абсцисс.  Уравнение притока газа к забою скважины: р2пл – р2з =аQ+bQ2 Коэффициенты «А и В» с течением времени меняются: снижаются, остаются постоянными или возрастают. Уравнение притока отражает взаимосвязь между дебитом скважины и депрессией на пласт.