9.6. Установление технологического режима скважин и в целом залежи.

Технологический режим залежи – установление на определенный период комплекса технологических показателей: дебит нефти, процент воды, жидкость, газовый фактор, Рпл, Рзаб, процент песка. Сопоставляются все эти цифры при разных режимах и определяют оптимальный вариант.

Нормы режимов:

1. технические – возможность установления дебитов в зависимости от технических возможностей скважины. В том числе, на выбор варианта влияет пропускная способность призабойной зоны.

2. Технологическая норма – определяется технологической схемой или проектом разработки. Определяют максимально возможный дебит скважины в зависимости от технологического режима. Для нагнетательных скважин определяем максимальное количество жидкости, которое закачиваем в пласт (Q=Qж*b).

Для газовых скважин рассчитывается абсолютный свободный дебит. На определение нормы режима влияют пропускная способность призабойной зоны, диаметр труб, диаметр скважины.

Для насосных скважин учитываются при определении режима количество качаний и длина качаний.

1)Режим устанавливают с постоянным градиентом давления-чтобы не разрушался пласт, чтобы не выносились частицы ГПы

2) с постоянной депрессией когда газ режим, то есть когда нет напора воды. Будет эф-но использоваться энергия расширяющегося газа

3) С постоянной скоростью фильтрации-обоспечит эф-е использование пластовой энергии, исключая преждевременное обводнение высокопрониц участков

4)с постоянным Рм на устье скв-когда нет насосно-компрессорной станции и газ по трубопроводам поступает за счет пластового давления

5) с постоянными дебитами-когда нужно обеспечить бесперебойное снабжение газом потребителей

Режим который исключает образование гидратов. На газовых и газоконденсатных месторождениях обр-ся соед гидратов-соед-я газа с водой они выпадают в виде кристаллов в основном в скв. в промысловом оборудовании. И когда выпадает гидраты, то уменьшается дебит скв. и затрудняется отбор газа. Поэтому надо устанавливать дебиты при к. не обр. гидраты и стволы скв. и промысл оборудование обрабатывать хим реагентами-для этого применяют чаще всего метанол. Но лучше всего в процессе пробной эксплуатации обосновывать дебиты при кот не обр. гидраты

Если упруговодонапорный, то надо обосновывать депрессии

9.7. Газовый, или режим расширяющегося газа. Подсчет запасов газа методом падения давления.

Приток газа за счет упругих сил Г. Газовый режим проявляется в условиях частичной или полной изоляции продуктивной части пласта от водоносной (литологические замещения, тектонические экранирования).

Газовый режим чаще проявляется при разработке сравнительно небольших залежей с сильно неоднородными, нередко маломощными пластами.

Им можно определять извлекаемые запасы и подсчет газа по падению давления и можно еще определять расчетным пуТ Можно определять графическим методом и следующим методом. Допустим в первый период разаработки отбирается Q1, а во второй период разработки Q2, а Р Р1 и Р2. Надо определить сколько добывается газа на единицу снижения пластового давления

Qг=Q2-Q1/P1-P2

Силы краевых и подошвеннвх вод при этом =0. Дебит Г на единицу падения Pпл для любого момента вр = const.

V=((Q2-Q1)(p2α2- pkαk))/( p1α1- p2α2), 

 Q2, Q1 – объем добытого газа из залежи на 1-ую и на 2-ую даты, 

p1, p2, pk – давления на на 1-ую, на 2-ую даты, конечное Р, 

α1, α2 –поправки на на отклонение от законов идеальных газов для давлений p1 и p2.

Применяют для пластов, в к. первоначальный объем пор, занятых газом, не изменяется по величине в процессе эксплуатации. т.о. для водонапорного режима метод не применим, хотя при неэффективном водонапорном режиме подсчет запасов по этому методу все же возможен.

При наличии напора воды в формулу следует ввести поправку на кол-во газа вытесненное за интервал времени напором воды – Q/ :

V=((Q2-Q1- Q/)(p2α2- pkαk))/( p1α1- p2α2).

Этот метод не требует знания площади, мощности и пористости газоносного пласта, все это приводит к большим погрешностям. Этот метод пригоден для единой залежи газа , не разбитой но отдельные самостоятельные участки.