Опасность - обводнение
Cтраница 3
Метод падения давления, являясь в своей основе простым, позволяет уже при отборе 5 - 6 % от начальных запасов газа достаточно точно определить запасы газа. Применение этого метода позволяет ускорить промышленную разведку газовых месторождений, так как депрессионные воронки вокруг газовых скважин крутые, нет опасности обводнения скважин в первый период эксплуатации. В связи с этим, особенно на месторождениях, расположенных вблизи магистральных газопроводов, создается возможность ввода их в разработку до окончания промышленной разведки и определения запасов. [31]
В месторождениях с активным водонапорным режимом и особенно, когда газоводяной контакт находится близко от нижней отметки перфорационных отверстий, дебит газа ограничивают вследствие опасности обводнения, что главным образом зависит от перепада давления и состояния призабойной зоны и режима фильтрации. Как показали исследования, возникновение акустических колебаний на забое при притоке газа по трехчленному закону способствует подтягиванию воды к забою скважины, в первую очередь, по высокопроницаемым пропласткам. [32]
Обычно залежи водоплавающего типа чаще, чем пластовые, оказываются полностью разбуренными уже в начальный период разработки, и позже дополнительных скважин не бурят. Поэтому, если для большинства пластовых залежей даже при интенсивном обводнении основной причиной перехода на позднюю стадию служит снижение дебитов по мере падения пластового давленля, а скважины добуривают часто в течение всей основной стадии ( иногда и на поздней стадии), то для залежей массивных водоплавающих срок перехода на позднюю стадию диктуется главным образом снижением дебитов скважин из-за обводнения или увеличения опасности обводнения при приближении газоводяного контакта. [33]
На крутопадающей антиклинальной структуре взаимное расположение нагнетательных и эксплуатационных скважин должно обеспечивать эффективное вытеснение жирного газа рабочим агентом. При вытеснении сухим газом, плотность которого меньше плотности жирного газа, нагнетательные скважины располагают на своде, а эксплуатационные - на крыльях складки. Если есть опасность пр-еждевременного обводнения эксплуатационных скважин вследствие продвижения подошвенной воды, целесообразно обратное размещение скважин. [34]
Впервые в мире закачка воды в очень крупных масштабах на новых месторождениях началась в СССР в конце 40 - х годов, а к 1978 г. она была применена на 260 месторождениях и 87 % всей нефти добывалась в СССР с применением этого метода. При закачке воды существует опасность обводнения пластов. Для избежания этого необходим тщательный контроль процесса заводнения. Ниже эта проблема будет рассмотрена на примере СССР. В других странах и особенно в США разрабатываются и применяются все более сложные методы интенсификации разработки нефтяных залежей. Однако эти методы требуют высоких затрат. Они рентабельны лишь при цене на нефть начиная с 70 - 175 долл / т и выше. [35]
При проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений величина вскрытия газоносного пласта, как правило, выбирается интуитивно. Такой подход если оправдан в большинстве случаев, то недопустим при возможности обводнения скважин подошвенной водой. При наличии подошвенной воды и опасности обводнения скважин ею следует заблаговременно определить и рекомендовать оптимальную величину вскрытия на стадии проектщзования. [36]
Причем опасность обводнения скважин даже при соблюдении величины допустимой депрессии на пласт, обусловленной наличием подошвенной воды, в процессе разработки непрерывно усиливается из-за подъема газоводяного контакта. При зафиксированной нижней границе интервала перфорации подъем ГВК требует периодического снижения допустимой депрессии на пласт. При снижении депрессии на пласт, из-за опасности обводнения и уменьшения толщины газоносного пласта, происходит практически более интенсивное снижение дебитов скважин. Эти изменения должны быть рассмотрены и учтены при прогнозировании показателей разработки. Чтобы сохранить первоначальную величину / гга - / гвс, необходимо поднять нижний интервал вскрытия до / гвс т, и тогда текущее расстояние между текущим положением ГВК hn - hBC r будет одинаковым с начальным / гга - / гвс. [37]
 |
Характер изменения первоначальной йоп во времени при подъеме контакта газ-вода в процессе разработки. [38] |
Создание искусственного экрана между нижним интервалом перфорации и контактом газ-вода затрудняет прорыв в скважину конуса воды, вершина которого находится непосредственно подо дном. Уровень контакта газ-вода даже на небольшом расстоянии от ствола скважины намного ниже, чем непосредственно у ствола, что связано с распределением давления в пласте работающей скважины. Следовательно, создание искусственного непроницаемого экрана позволило бы существенно снизить опасность обводнения, продлить продолжительность безводной эксплуатации скважины и значительно увеличить предельный безводный дебич. [39]
Исходя из вышеизложенного, при проектировании разработки месторождений с использованием горизонтальных скважин необходимо обосновать профиль горизонтальной части ствола. Если дебит скважины IB зоны отсутствия фонтанных труб не обеспечивает вынос примесей, то необходимо длину фонтанных труб LI увеличить практически до длины горизонтальной части ствола L, приняв ее всего на несколько метров меньше L. Такой профиль следует использовать и в том случае, если существует опасность обводнения скважины подошвенной водой, исходя из того, что при оборудовании скважины фонтанными трубами минимальное забойное давление имеет место у башмака фонтанных труб. [40]
Исходя из вышеизложенного, при проектировании разработки месторождений с использованием горизонтальных скважин необходимо обосновать профиль горизонтальной части ствола. Если дебит скважины из зоны отсутствия фонтанных труб не обеспечивает вынос примесей, то необходимо длину фонтанных труб L увеличить практически до длины горизонтальной части ствола L, приняв ее всего на несколько метров меньше. Такой профиль следует использовать и в том случае, когда существует опасность обводнения скважины подошвенной водой, исходя из того, что при оборудовании скважины фонтанными трубами минимальное забойное давление возникает у башмака фонтанных труб. [41]
Опасность при перерывах в добыче нефти приобретает катастрофический характер. Оказывается, что н заграничных месторождениях нефти, например в Калифорнии и в Румынии, признается та же опасность обводнения промыслов. Недостаточная выкачка воды ведет ко все большему и большему обводнению. [42]
Исходя из перспектив и создания оптимальных условий для механизированной эксплуатации скважин с большой единичной производительностью на длительный срок до конца разработки необходимо принять вариант закачки газа в пласт. Экономические преимущества закачки газа в пласт объясняются стабильным дебитом скважин большой производительности на продолжительный период эксплуатации. Это объясняется в связи со значительной компенсацией теряемой энергии пласта в процессе эксплуатации путем закачки газа в пласт, уменьшая опасность обводнения продуктивного месторождения. Газлифтный способ эксплуатации скважин рекомендуется вместо применения электропогружных центробежных насосов с закачкой излишков попутного нефтяного газа в пласт для поддержания пластового давления. [43]
Преимущества данного метода связаны со значительным сокращением сроков и объемов закачки сухого газа, а следовательно, и с сокращением сроков консервации запасов газа в залежи и уменьшением энергетических затрат на компримирование и закачку газа в залежь. К преимуществам данного способа разработки следует также отнести простоту поддержания и регулирования давления в залежи на этапе нагнетания воды, возможность создания в залежи некоторого запаса давления над давлением начала конденсации. Недостатками предлагаемого метода могут явиться: необходимость определенного переоборудования промысла после окончания закачки газа под нагнетание в пласт воды, а также опасность обводнения скважин. Обводнение скважин при осуществлении данного метода воздействия обусловлено теми же причинами, что и при обычном естественном заводнении газо-конденсатных залежей, т.е. неоднородностью пластов и неравномерностью перераспределения по отдельным зонам залежи объемов нагнетаемой воды. Дополнительно в этом случае необходимо также учитывать возможность прорывов воды через оторочку сухого газа и размыв оторочки с уменьшением ее толщины. Уменьшение толщины оторочки сухого газа обусловлено двухфазной фильтрацией на задней границе оторочки и защемлением определенных объемов сухого газа в обводненных зонах пластов. Таким образом, за фронтом обводнения пласта при осуществлении комбинированной закачки газа и воды остается определенное количество закачанного сухого газа. Понижение давления в залежи при осуществлении данного метода воздействия достигается путем прекращения закачки воды в залежь на завершающей стадии заводнения в тот момент, когда уже практически полностью произошло замещение газоконденсат-ной смеси сухим газом. Это позволяет извлечь большую часть закачанного сухого газа, избежав выделения конденсата из га-зоконденсатной смеси. [44]
Естественные или подземные хранилища газа. В качестве естественных хранилищ обычно используют либо истощенные газоносные или нефтеносные пласты, либо другие породы, структура которых отвечает определенным требованиям. К основным из таких требований относятся: а) необходимая толщина и площадь пористого слоя, что определяет газоемкость хранилища; б) наличие ограждающих хранилище газонепроницаемых пластов; в) отсутствие опасности обводнения хранилища и др. Основной вопрос, который обычно возникает при использовании естественных хранилищ, это вопрос о потерях газа во время хранения. Разумеется, величина этих потерь может быть весьма различной и зависит от конкретных особенностей каждого хранилища. Практика эксплуатации такого типа хранилищ показывает, что в большинстве случаев потери не превышают 5 % от объема газа, хранящегося в течение года. В некоторых случаях наблюдалось даже, что объем газа, полученный из хранилища, превышает объем поданного туда газа. Такое явление наблюдается при использовании истощенных нефтеносных пластов. В этих случаях увеличение объема газа происходит за счет продуктов испарения остатков нефти. В естественных хранилищах удается аккумулировать и хранить огромное количество газа. Применение подземного хранения газа ограничивается тем, что далеко не везде имеются налицо необходимые для хранилища геологические структуры. [45]
Страницы: 1 2 3 4