Обводнение - газовая скважина
Cтраница 2
С двухфазной фильтрацией приходится иметь дело и при обводнении газовых скважин вследствие образования конусов и продвижения воды в виде языка по наиболее дренируемому пропластку. Двухфазная фильтрация наблюдается при поступлении в скважину газа и воды из переходной зоны. Затем в скважину поступают газ - из необводненной части пласта - и вода - из обводненного про-пластка. [16]
Естественно, что это может отразиться на темпах и сроках обводнения газовых скважин вследствие существенного наклона газоводяного контакта. [17]
Первый этап ( 1968 - 1975 гг.) характеризуется нарастающей добычей газа и практическим отсутствием обводнения газовых скважин. [18]
Из сказанного делается вывод, что дебит скважины ( депрессия) не является ограничивающим фактором обводнения газовых скважин подошвенными водами. Это означает, что конусообразование нельзя рассматривать как стационарный процесс, и обводнение скважин конусом воды - явление естественное и, в принципе, неизбежное. [19]
Характерной особенностью указанных месторождений, осложняющей и лимитирующей их эксплуатацию, являются прорывы соленых вод и быстрое обводнение газовых скважин. [20]
Первый период - с начала эксплуатации ( 1968 г.) до 1975 г. - характеризуется отсутствием обводнения газовых скважин и преобладанием в составе продукции конденсационных и техногенных вод. Присутствие пластовых вод наблюдается лишь в отдельных скважинах, работающие интервалы которых были вблизи ГВК. [21]
В коллекторе образуется барьер из вязкоупругого наполнителя и слоя пены на поверхности раздела фаз газ - вода, благодаря чему создаются наилучшие условия для фильтрации газа, уменьшается приток воды, повышается эффективность обводнения газовых скважин по сравнению с существующими способами, направленными только на полное или частичное закупоривание пор пласта без учета возможности перетока и смещения водогазового контакта, при котором могут наступить полное обводнение пласта и выход скважины из строя. [22]
 |
Зависимости изменения во. времени годовых отборов газа из обводненных и необводненных скважин. [23] |
На рис. 1.19 представлены зависимости изменения во време-аш годового отбора газа из необводнившихся и обводнившихся скважин. До начала обводнения газовых скважин ( до 10-го года разработки) темп разработки залежи в III и IV вариантах одинаков. Через 19 лет в III варианте разработка месторождения прекращается. [24]
 |
Зависимость изменения содержания метана ( а, пентана ( б, гексана ( в и углекислого. [25] |
Вопросы борьбы с обводнением скважин приобретают особое значение не только для старых газодобывающих районов, но и для некоторых месторождений, находящихся на ранней стадии разработки. Борьба с обводнением газовых скважин в настоящее время приобретает особое значение и для Оренбургского газоконденсатного месторождения. [26]
При освоении газонефтяных месторождений часто встречаются случаи когда к скважине одновременно притекают и жидкость, и газ. Это связано с обводнением газовых скважин, выпадением и частичным выносом го призабойной зоны конденсата, образованием конуса нефти из нефтяной оторочки, а также прорывом газа через вскрытый нефте-насыщенный интервал. В связи с открытием многочисленных газонефтяных месторождений с маломощной нефтяной оторочкой возможность и необходимость одновременного отбора газа и нефти, а в ряде случаев газа, нефти и воды требуют изучения продуктивности скважины по каждой фазе. Для интерпретации результатов исследования скважин, вскрывших нефтяные и газонефтяные пласты, прогнозтгрования показателей разработки газонефтяных месторождений, подсчета запасов нефти, а также обустройства газонефтяных промыслов необходимы свойства пластовых нефтей. Свойства нефти входят в исходные уравнения фильтрации нефти в пористой среде и движения нефти ( чаще всего газо-нефтеводоносной смеси) по стволу и по наземным коммуникациям. [27]
В большинстве газоносных пластов вертикальные и горизонтальные проницаемости различаются, причем вертикальная проницаемость kB значительно меньше горизонтальной. Низкая вертикальная проницаемость снижает опасность обводнения газовых скважин в процессе эксплуатации. Однако при низкой вертикальной проницаемости затрудняется и подток газа снизу в область влияния несовершенства скважины по степени вскрытия. В связи с этим необходимо учитывать влияние анизотропии, так как использование методов определения Qnp, разработанных для изотропных пластов, приводит к существенным погрешностям. [28]
Большая часть месторождений природных газов разрабатывается в условиях водонапорного режима. По мере вытеснения газа водой происходит закономерное и неизбежное обводнение газовых скважин. [29]
В результате указанных допущений расчетные данные о продвижении воды являются средними для месторождения. Они ни в коей мере не характеризуют дифференцированно процесс обводнения залежи и не дают ответа на вопрос о возможном обводнении газовых скважин во времени. Тем не менее такие приближенные расчетные методы могут, а часто и должны применяться для прогноза разработки залежи в начальные моменты времени, особенно когда отсутствуют достоверные данные о коллекторских свойствах, протяженности, характере возможных граничных условий в областях питания и разгрузки водоносного пласта. Проведение приближенных газогидродинамических расчетов, например, рассмотренными методами позволяет получить необходимые укрупненные данные для последующих технико-экономических расчетов. Технико-экономические расчеты характеризуются многовариантностью. Поэтому применение более точных, а следовательно, более громоздких расчетных методов может оказаться нецелесообразным. Технико-экономические расчеты создают возможность выбрать принципиальные системы разработки месторождения и обустройства промысла. В результате этих расчетов получаются также исходные данные для решения ряда других задач, например оптимального распределения отбора газа из газоносной провинции по отдельным газовым ( газоконденсатным) месторождениям. [30]
Страницы: 1 2 3