Газовый конус
Cтраница 2
Применительно к месторождению Тролл прежде всего была оценена возможность использования неподвижных гелевых экранов против прорывов газовых конусов. Вследствие этого выполнены газогидродинамические расчеты для вариантов с гелевым экраном и без него при разных расстояниях между забоями горизонтальных скважин. [16]
Результаты расчетов для разных начальных дебютов представлены в табл. 3.4. Очевидной здесь является зависимость времени прорыва газового конуса к забою скважины от начального дебита нефти. Чем меньше начальный дебит, тем дольше скважина эксплуатируется в безгазовом режиме. [17]
Определение влияния на добычу таких вредных условий в стволе скважины или в пласте, как водяной или газовый конус, образование песчаных пробок и закупоривание призабойной зоны, а также отложение парафина. [18]
Для того чтобы лучше представить, что дебит нефтяных скважин должен быть действительно малым по причине недопущения подтягивания газовых конусов, рассмотрим упрощенную теорию образования газовых конусов. Допустим, что нефтяная часть нефтегазового месторождения снизу ограничивается подошвой пласта, т.е. не подстилается водой. [19]
Вскрытие пласта следует произвести в интервале от 1476 2 до 1477 1 м, чтобы уменьшить возможность образования газового конуса. Глинистые про-пластки, подстилающие песчаник, если они достаточно далеко простираются, должны предотвращать образование водяного конуса, поэтому вскрывать пласт следует на несколько метров выше этих пропластков. [20]
Для того чтобы лучше представить, что дебит нефтяных скважин должен быть действительно малым по причине недопущения подтягивания газовых конусов, рассмотрим упрощенную теорию образования газовых конусов. Допустим, что нефтяная часть нефтегазового месторождения снизу ограничивается подошвой пласта, т.е. не подстилается водой. [21]
 |
Зависимости от времени дебита скважины по жидкости для месторождения типа TWOP. [22] |
Отсюда следует, что резкое снижение дебитов горизонтальных скважин по нефти во времени объясняется не только стремлением избежать прорыва газового конуса. На снижение дебита по нефти влияет также обводнение продукции за счет водяного конуса. [23]
Таким образом, в основе системы разработки сводовых нефтегазовых залежей с активной подошвенной водой должно лежать преимущественное вытеснение нефти водой и предотвращение прорыва газового конуса в добывающие скважины при допустимом подъеме водяного конуса. [24]
Технологически наиболее эффективной схемой разработки залежей с обширными подгазовыми зонами считается первоочередная эксплуатация нефтяной оторочки с поддержанием депрессий в скважинах на уровне, исключающем образование газовых конусов. Примером успешной реализации такой схемы может служить разработка Анастасиевско-Троицкого месторождения. Очевидный недостаток ее, однако, заключается в длительной консервации запасов газа. [25]
 |
Кривые зависимости критической и безопасной высот конусов / гв и / гг от дебита Q. [26] |
По рис. 6.23 находим, что 2безоп 2800 м3 / сут в случае образования водяного конуса и 2безоп 3200 м3 / сут в случае образования газового конуса. [27]
Для того чтобы лучше представить, что дебит нефтяных скважин должен быть действительно малым по причине недопущения подтягивания газовых конусов, рассмотрим упрощенную теорию образования газовых конусов. Допустим, что нефтяная часть нефтегазового месторождения снизу ограничивается подошвой пласта, т.е. не подстилается водой. [28]
При любом способе эксплуатации отбор жидкости и газа из скважин не должен достигать величины, при которой возникает опасность поломки обсадных колонн, прорыва чуждых вод, преждевременного обводнения скважин пластовой водой, образования газовых конусов в призабойной зоне скважин и частого образования песчаных пробок. Максимально допустимый отбор жидкости и газа из скважин устанавливается при составлении проектов разработки и до-разработки пластов и корректируется по данным исследования скважин в процессе их эксплуатации. В процессе разработки месторождения способ эксплуатации скважины может быть изменен на основании наблюдения за работой скважин, эксплуатирующих пласт, и данных исследования скважин. Изменение способа эксплуатации скважины производится с разрешения главного инженера нефтепромыслового управления. [29]
По регулируемым скважинам дебиты ограничивают с целью: обеспечения реализуемого принципа регулирования продвижения контуров нефтеносности и фронта закачиваемой воды; обеспечения заданного положения газонефтяного контакта; предотвращения образования конусов обводнения в водонефтяных зонах залежей и газовых конусов на нефтегазовых залежах; сокращения непроизводительных отборов попутной воды; предотвращения выпуска газа из газовой шапки; сокращения газовых факторов по пластам, в которых образовалась вторичная газовая шапка; ограничения выноса песка, если это ведет к пробкообра-зованию и остановкам скважин; предотвращения сломов колонн и нарушений герметичности тампонажа. [30]
Страницы: 1 2 3 4