25. Определение потребного числа скважин для разработки газового месторождения.

Ранее говорилось, что для определения потребного числа скважин, обеспечивающих заданный отбор газа Q (t) из месторождения,

и изменения их во времени используется формула

На практике же при проектировании разработки месторождений природных газов потребное число скважин вычисляется по формуле

Здесь Кр — коэффициент резерва; Кр > 1.

Для каждого месторождения в принципе должен обосновываться и применяться свой коэффициент резерва, т. е. должно устанавливаться свое резервное число скважин.

Коэффициент резерва скважин должен учитывать:

1) возможную неравномерность потребления газа;

2) возможность частичного или полного выбытия из эксплуатации ряда скважин в связи с их обводнением, эрозией или коррозией оборудования;

3) степень достоверности исходной геолого-промысловой информации о месторождении, водонапорном бассейне и т. д.;

4) степень важности месторождения в соответствующей системе газоснабжения и другие факторы.

В настоящее время еще нет методики расчета коэффициента резерва скважин с учетом отмеченных факторов.

22. Определение параметров средней скважины.

В ряде методов определения показателей разработки месторождений природных газов используется понятие ≪средней≫ скважины,

т. е. расчеты выполняются на ≪среднюю≫ скважину. Принимается, что ≪средняя≫ скважина имеет среднюю глубину, среднюю длину шлейфа, среднюю конструкцию, средние допустимые дебит и депрессию, средние коэффициенты фильтрационных сопротивлений А и В.

Введение понятия ≪средней≫ скважины преследует две цели:

1) по возможности наилучшим образом учесть разнодебитность скважин на месторождении, различие скважин по продуктивным характеристикам;

2) расчетом показателей разработки месторождения на основе ≪средней≫ скважины обеспечить наиболее достоверный прогноз, например, по потребному числу скважин.

Параметры определяют на основе методов статистики и теории вероятности. Но они не точные, поэтому используют другой, более точный.

По результатам исследования всего количества скважин, определяем 1) уравнения притока газа к скважине 2) допустимые дебиты для каждой скважине. Суммируя уравнения притока газа к каждой скважине, получаем ур-ие притока газа к «средней» скважине:

31.Понятие о фиктивной скважине. Учет технологических режимов эксплуатации скважин.

32.Теория укрепления скважины.

33.Системы разарботки многопластовых газовых месторождений.

34.Этапы проектирования разработки газовыхместорождений.

Процесс разработки газового месторождения в последнее время подразделяют на два периода: первый период — опытно-промышленной эксплуатации, второй период — промышленной разработки месторождения.

Необходимость опытно-промышленной эксплуатации месторождения вызвана темпами развития газодобывающей промышленности страны.

Назначение опытно-промышленной эксплуатации заключается в следующем:

1) введение в разработку месторождения до полного окончания его разведки;

2) осуществление дальнейшей разведки месторождения;

3) определение запасов газа по данным опытно-промышленной эксплуатации месторождения и подготовка исходных данных для

проектирования промышленной разработки.

В соответствии с названными периодами разработки выделяют два этапа в проектировании разработки газового месторождения: первый этап — составление проекта опытно-промышленной эксплуатации месторождения, второй этап — составление проекта разработки.

Проект опытно-промышленной эксплуатации месторождения составляется на основе небольшого объема геолого-промысловой информации при утвержденных по категориям Сх и С2 запасах газа.

Опытно-промышленная эксплуатация после ее окончания переходит в промышленную разработку месторождения, осуществляемую

в соответствии с проектом.

Опытно-промышленная эксплуатация не выясняет всех вопросов,относящихся к последующей рациональной разработке месторождения, но она должна обеспечить получение минимума необходимой информации для составления проекта разработки.