Cтраница 2
Таким образом, на нефтяных месторождениях платформенного типа, разрабатываемых при упруговодонапорном режиме, скважины обводняются вследствие приближения к эксплуатационному фильтру контурных вод. Кроме того, значительная часть скважин преждевременно обводняется в результате поступления воды из нижних пластов по негерметичному кольцевому пространству и образования конуса подошвенной воды. Нарушение герметичности кольцерого пространства скважины обусловлено главным образом несоответствием качества разобщения пластов современным условиям разработки нефтяных месторождений. Поэтому первый этап борьбы с преждевременным обводнением скважин должен начаться в процессе строительства скважины. [16]
Наблюдение за изменением положения газоводяного контакта в процессе разработки позволяет определить режим работы залежи и количество поступающей воды, что дает возможность более обоснованно планировать расположение и выбирать конструкцию и глубину забоя проектных скважин. Образование конусов подошвенной воды приводит к искривлению контакта, что надо учитывать при анализе материалов эксплуатации. Кроме того, при анализе материалов следует отличать пластовую воду от смеси технической и связанной воды, количество которой может достигать значительных величин. [17]
Имеется множество примеров использования щелевых лотков для решения гидротехнических задач. На щелевых лотках удобно моделировать стягивание контура нефтеносности, образование конуса подошвенной воды. [18]
Число добывающих скважин определяют с учетом наиболее трудных условий их работы в начальный момент закачки сухого газа в пласт. В это время может произойти падение забойного давления ниже давления насыщения, что приведет к некоторой потере конденсата в призабойной зоне, разрушению коллектора вблизи забоя скважины и нарушению требований охраны недр или образованию конуса подошвенной воды вследствие значительного градиента давления. Вместе с тем при определении числа добывающих скважин необходимо учитывать нужную степень вымывания сырого газа сухим. Под степенью вымывания подразумевается отношение площади, охваченной процессом вытеснения сырого газа сухим, ко всей площади в начальный момент прорыва сухого газа в добывающие скважины. [19]
Саморегулирование со стороны флюидной подсистемы ГФДС происходит на практике в массовом порядке. Здесь следует ограничиться только одним примером. Катагаи ( Япония) величина газоотдачи пористых андезитовых агломератов обусловливается скоростью образования конусов подошвенной воды. Последняя тем выше, чем выше дебит скважины и соответственно депрессия на пласт. Характерная для гомеостатического саморегулирования минимизация последствий воздействия на систему - в настоящем случае отбора газа из залежи - протекает в направлении промывки пластовыми водами ограниченного объема высокопроницаемых зон пласта. В зонах менее проницаемых УВ консервируются в виде целиков, отграниченных друг от друга и от вовлечения в процессы фильтрации объемной сеткой промытых проводящих каналов. Чем значительнее интенсивность воздействия на систему - здесь депрессия на пласт - тем скоротечнее саморегулирование системы, тем соответственно выше потери газа в целиках и ниже достигнутая газоотдача. [20]
Саморегулирование со стороны флюидной подсистемы ГФДС происходит на практике в массовом порядке. Здесь следует ограничиться только одним примером. Катагаи ( Япония) величина газоотдачи пористых андезитовых агломератов обусловливается скоростью образования конусов подошвенной воды. Последняя тем выше, чем выше дебит скважины и соответственно депрессия на пласт. Характерная для гомеостатического саморегулирования минимизация последствий воздействия на систему - в настоящем случае отбора газа из залежи - протекает в направлении промывки пластовыми водами ограниченного объема высокопроницаемых зон пласта. В зонах менее проницаемых УВ консервируются в виде целиков, отграниченных друг от друга и от вовлечения в процессы фильтрации объемной сеткой промытых проводящих каналов. Чем значительнее интенсивность воздействия на систему - здесь депрессия на пласт - тем скоротечнее саморегулирование системы, тем соответственно выше потери газа в целиках и ниже достигнутая газоотдача. [21]
В целом к настоящему времени предложено несколько методов определения так называемого предельного безводного дебита, обеспечиваемого при поддержании в скважине допустимой депрессии на пласт. Однако постановочно такой подход к вопросу эксплуатации скважин без обводнения допускает очень большую неточность. Она связана с тем, что практически все приближенные методы определения безводной эксплуатации газовых скважин допускают стационарность процесса образования конуса подошвенной воды, т.е. предполагается, что при создании депрессии на пласт образуется конус воды под дном скважины с высотой Ahconst, и если выбранную депрессию сохрашпъ неизменной, то дальнейшего увеличения Ah не происходит. [22]
Однако точность количественных определений положения текущего ВНК этим способом обычно крайне низка. Поэтому показатели обводненности скважин пригодны лишь для качественных суждений - если обводненность низкая - текущий ВНК находится в нижней части интервала перфорации, а если высокая - то в его верхней части. В высокопроницаемых однородных пластах, когда вертикальная проницаемость близка к горизонтальной, появление воды в скважине может быть связано с образованием конуса подошвенной воды. [23]
Для определения положения текущего ВНК в пределах интервала перфорации по данным о доле воды в продукции скважин предложены различные формулы и эмпирические зависимости. Однако точность количественных определений положения текущего ВНК этим способом обычно крайне низка. Поэтому показатели обводненности скважин пригодны лишь для качественных суждений - если обводненность низкая - текущий ВНК находится в нижней части интервала перфорации, а если высокая - то в его верхней части. В высокопроницаемых однородных пластах, когда вертикальная проницаемость близка к горизонтальной, появление воды в скважине может быть связано с образованием конуса подошвенной воды. [24]
Рассмотренные выше варианты разработки не учитывают возможность обводнения скважин в газонефтеводоносной и нефтеводоносной зонах. При наличии подошвенной воды ограничение на вскрытие нефтеносного интервала накладывается и снизу. Исходя из необходимости одновременного отбора нефти и газа, переработки газа для получении гелия и устранения процесса замораживания газовой части, рассматриваются варианты разработки газонефтяной залежи с учетом наличия подошвенной воды и поддержания пластового давления путем закачки воды в пласт. При этом учитывается влияние образования конуса подошвенной воды и прорыва верхнего газа на производительность скважин по нефти. Нефтенасыщенный пласт был перфорирован на 4 м ниже газонефтяного и на 4 м выше нефтеводяного контактов. [25]