Обводнение - газовая скважина
Cтраница 1
Обводнение газовых скважин контролируют геофизическими, газогидродинамическими, гидрохимическими и термодинамическими методами исследования. [1]
Прогнозирование обводнения газовых скважин представляется возможным, в частности, при использовании методов классификации объектов. Как известно, одним из таких эффективных методов классификации является метод экспертных оценок, или так называемый метод ранговой классификации. [2]
Механизм обводнения газовых скважин различен в зависимости от геолого-физических особенностей каждого месторождения. Например, по газоконденсатным месторождениям Краснодарского края ( Березанское, Сердюковское, Каневское, Ленинградское, Майкопское и др.), приуроченным к единой водонапорной системе нижнемеловых отложений, обводнение носит неравномерный, избирательный характер. По этим ме рождениям продуктивные горизонты разделяются на ряд пачек, имеющих глинистые пропластки. В продуктивных горизонтах Березанско-го, Сердюковского и Каневского месторождений выделяется по три пачки. Сами продуктивные пачки представлены совокупностью про-пластков, неоднородных по свойствам как по вертикали, так и по площади. [3]
Механизм обводнения газовых скважин различен в зависимости от геолого-физических особенностей каждого месторождения. По этим месторождениям продуктивные горизонты разделяются на ряд пачек, имеющих глинистые про-пластки. В продуктивных горизонтах Березанского, Сердюков-ского и Каневского месторождений выделяется по три пачки, Старо-Минского - четыре, Ленинградского - пять. Сами продуктивные пачки представлены совокупностью пропластков, неоднородных по свойствам как по вертикали, так и по площади. [4]
 |
Зависимость изменения содержания метана от времени.| Зависимость изменения содержания пентана от времени. [5] |
Прогнозирование обводнения газовых скважин представляется возможным, в частности, при использовании методов классификации объектов. Как известно, одним из таких эффективных методов классификации является метод экспертных оценок, или так называемый метод ранговой классификации. [6]
Вероятность обводнения газовых скважин значительно меньше, чем нефтяных, так как все они могут быть размещены в присводовой или наиболее высокой части структуры и при достаточном удалении от контура краевой воды. Для нефтяных месторождений такое расположение скважин на структуре по условиям разработки может оказаться невыгодным. [7]
После определения механизма обводнения газовой скважины необходимо выбрать метод удаления жидкости с ее забоя. [8]
После установления механизма обводнения газовой скважины необходимо выбрать метод удаления жидкости с ее забоя. [9]
Низкая вертикальная проницаемость снижает опасность обводнения газовых скважин, вскрывших анизотропные пласты с подошвенной водой, в процессе их эксплуатации. Однако при низкой вертикальной проницаемости затрудняется и подток газа снизу в область влияния несовершенства скважины по степени вскрытия. Точная математическая связь между параметром анизотропии и величиной допустимой депрессии при вскрытии скважиной анизотропного пласта с подошвенной водой не установлена. Использование методов определения Qnp, разработанных для изотропных пластов, приводит к существенным погрешностям. Точное решение задачи по определению Qnp газовой скважины, вскрывшей анизотропный пласт с подошвенной водой, при нелинейном законе фильтрации в настоящее время отсутствует. Необходимость получения простых расчетных формул для определения Qnp скважин, вскрывших анизотропные пласты, приводит к неизбежным допущениям при схематизации и решении поставленной задачи. Для учета влияния анизотропии на производительность заменим истинную область фильтрации газа такой фиктивной областью, в которой суммарное сопротивление пласта будет эквивалентно истинному интегральному сопротивлению. [10]
В работе рассматривается возможность диагностирования обводнения газовых скважин по результатам анализа газа. С этой целью были собраны и систематизированы данные хро-матографических анализов газа по скважинам. Следует отметить, что для обработки были выбраны те скважины, из которых было отобрано не менее трех проб газа в процессе их эксплуатации. [11]
Получены приближенные решения задач об обводнении газовой скважины подошвенной водой и разработаны методы расчета дебитов газа и подошвенной воды при их одновременном притоке к скважине. Обоснована физическая сущность притока подошвенной воды и газа к скважине при произвольных значениях горизонтальной и вертикальной проницаемостей. Даны методы расчета дебитов газа и подошвенной воды при произвольной депрессии на пласт. Рассмотрены возможности установления технологического режима эксплуатации скважин, вскрывших одновременно водонефтегазонасыщенные пласты. [12]
В данном разделе рассматривается возможность диагностирования обводнения газовых скважин по результатам анализа газа. С этой целью были собраны и систематизированы данные хроматографических анализов газа по скважинам. Следует отметить, что для обработки были выбраны те скважины, из которых было отобрано не менее трех проб газа в процессе их эксплуатации. [13]
Одним из основных методов контроля за обводнением газовых скважин АГКМ является гидрохимический метод в совокупности с результатами исследований скважин на контрольном сепараторе. [14]
В докладе представлены результаты промыслового анализа причин обводнения газовых скважин и динамика обводнения фонда скважин по годам разработки сеноманской залежи Медвежьего месторождения. Проведено сопоставление фактических данных обводнения с прогнозными, засчитанными по третьей методике, в безразмерных координатах. Сравнение показало, что фактические показатели обводнения фонда скважин превышают прогнозные. Выявлены причины расхождения и показана возможность использования этой методики для прогноза и анализа причин обводнении фонда скважин. [15]
Страницы: 1 2 3