Page 57 - 4224

значеннями, використовуючи формулу Г. Адамова
(5.24), знаходять устьовий тиск Р у1, який необхідний
для забезпечення стабільної роботи свердловини.
Якщо фактичний устьовий тиск більший, то
розглядають можливість його зменшення.
У разі застосування методів інтенсифікації
припливу газу до свердловин необхідно оцінити нові
значення дебіту газу q г1 і вибійного тиску Р виб1 після
оброблення привибійної зони пласта за умови
постійного значення тиску на усті свердловини Р у.
Для цього використовують наступні формули:
2 2 2 2S
А  А  Р пл  Р у е
q  1  1  ; (5.35)
1 г  
( 2 В   ) ( 2 В   ) (В   )
1  1  1
2
2S
Р  Р 2 е   q , (5.36)
виб 1 у 1 г
А В
де А  ; В  , (5.37)
1 1
n n
А 1, В 1 – нові (зменшені) значення коефіцієнтів
фільтраційних опорів при вибійної зони пласта;
n – коефіцієнт, який характеризує ступінь
зменшення значень коефіцієнтів фільтраційних
опорів привибійної зони пласта.
Запропоновано ряд методик розрахунку
технологічних показників розробки газового покладу
[1-3], які враховують ті чи інші геолого-промислові
чинники (неоднорідність пласта, різнодебітність та
нерівномірність розміщення свердловин, неповноту
витіснення газу водою, обводнення свердловин,
багатофазність руху в обводненій зоні пласта, вплив

56