7. Режим постоянной скорости газа на устье.

Если в составе пластового газа имеются компоненты, вызывающие коррозию колонны НКТ и оборудования устья скважины (СО₂, кислоты жирного ряда), фактором, ограничивающим дебит скважины, служит допустимая линейная скорость коррозии. Условием отбора газа будет максимально допустимая скорость газа в верхнем поперечном сечении колонны НКТ, при которой линейная скорость коррозии имеет допустимое значение. Для поддержания заданного условия отбора газа на забое или устье скважины во время эксплуатации необходимо на головке скважины при индивидуальном регулировании или на групповом пункте сбора и подготовки газа при групповом методе регулирования скважин изменять дебит или давление газа в соответствии с расчетом. Изменение дебита (давления) осуществляется при помощи различных технических средств: 1) нерегулируемыми штуцерами постоянного или переменного диаметра; 2) регулируемыми штуцерами; 3) регуляторами давления; 4) расширительными машинами.

Режим постоянной скорости потока на устье приводит к резкому снижению дебита скважины.

9. Течение газированной жидкости в пласте. Функции Христиановича. Формула для дебита скв.

Рассмотрим дебит скважины в условиях, когда к ее забою притекает газированная нефть. В этом случае в пористой среде вследствие падения давления ниже давления насыщения из нефти выделяются пузырьки газа, находящегося в растворенном состоянии. Такой режим фильтрации принято называть режимом растворенного газа.

Акад. С. А. Христианович показал, что для установившейся фильтрации газированной жидкости справедливы те же формулы дебита, что и для установившейся фильтрации несжимаемой жидко­сти, если в них вместо давления р подставить отвечающее ему значе­ние Н. Величину Н называют функцией Христиано­вича.

Для установившейся фильтрации газированной нефти формула дебита имеет вид

(1)

где — дебит нефти в м³/сек; k — абсолютная проницаемость в м²;

h — мощность пласта в м;

Н_пл и Н_заб — функции давления, определяемые соответственно по известным значениям давлений р_пл и р_заб, в н/м². Эти функции определяют следующим образом. Находят пара­метр

где , — вязкость газа и нефти в пластовых условиях в н • сек/м²;

Г — газовый фактор в м³/м³, равный

здесь Q _г — дебит газа, приведенный к атмосферным условиям, Q — дебит нефти в тех же условиях.

Затем находят вели­чину безразмерного да­вления и

где Р ₀ ≈ 0,1 Мн/м² = 1 amм — атмосферное давление.

Далее по или по специальным таблицам находят безразмерную функцию давления .

Наконец, находят искомые функции давления Н по формуле

которые и подставляют в формулу (1).

10. Применение детальной сейсмической съемки в контроле за разработкой месторождений Западной Сибири.

Использование материалов сейсморазведки для определения нефтенасыщенных коллекторов, в том числе с использованием комплекса раздельного частотного анализа (РЧА), с целью построения карт эффективных нефтенасыщенных толщин по основным продуктивным пластам месторождения и на их основе обеспечение контроля за их разработкой.

Последовательность решения задач:

Обработка и интерпретация материалов сейсмической съемки с целью определения эффективных нефтенасыщенных толщин осуществляется в следующей последовательности:

• формирование сети профилей из куба данных (сеть профилей должна быть согласована с технологической схемой эксплуатационного бурения);

• обработка с целью восстановления исходного волнового поля (восстановление исходных амплитудно-частотных характеристик);

• проведение раздельного частотного анализа в диапазоне частот 1-71 гц;

• совместный анализ результатов раздельного частотного анализа с данными ГИС;

• определение наиболее информативных диапазонов частот по каждому изучаемому объекту;

• построение промежуточных разрезов ABB (аномалий вторичных волн) и их анализ;

• построение окончательных разрезов ABB (аномалий вторичных волн);

• совместная интерпретация разрезов ABB и данных ГИС;

• увязка результатов интерпретации разрезов ABB ЗД сейсморазведки с результатами опытно-методических работ по технологии ТИГР ВБИ, проведенных в процессе бурения эксплуатационной скважины.

В результате обработки полученных материалов и интерпретации их с данными ГИС строятся карты эффективных нефтенасыщенных толщин.