Cтраница 2
При эксплуатации газовых и нефтяных скважин имеют место отложения асфалъто-смолистых веществ, парафина, солей как в фонтанных трубах, так и в призабойной зоне пласта, что снижает продуктивные характеристики скважин. Эксплуатация скважин, если не принимать специальных мер, может сопровождаться коррозией труб, внутрискважинного и другого оборудования. Для газовых скважин осложнения возникают при подтягивании конусов подошвенной воды. В случае дренирования нефтяной оторочки газовые и водяные конуса являются причиной снижения эффективности работы отдельных скважин и разработки месторождения в целом. [16]
Предельный безводный дебит скважины зависит от близости контакта газ - вода к ее нижнему интервалу перфорации, характеристики пласта, степени вскрытия и других факторов. Для известной характеристики пласта и положения контакта газ - вода производительность скважины предопределяется степенью вскрытия. При минимальном вскрытии, несмотря на уменьшение опасности подтягивания конуса подошвенной воды при заданной депрессии ( или градиенте давления) на пласт, дебит скважины резко снижается. [17]
Измерение пластового давления в добывающих скважинах проводится при гидродинамических исследованиях скважин. В частично перфорированных пластах с подошвенной водой определяется текущее положение водо-нефтяного контакта ( ВНК) и выяснение причин обводнения. Обводнение скважин через перфорационные отверстия происходит в случае естественного подъема ВНК в процессе эксплуатации, подтягивания конуса подошвенной воды, притока воды по прискважинной части коллектора через некачественное цементное кольцо, прорыва воды по наиболее проницаемым прослоям. [18]
Поэтому вскрытие нижнего пласта ( по крайней мере, его половины) нецелесообразно. Иэ зависимости Q от h для залежи, состоящей из трех пропластков ( верхний и нижний представлены низкопроницаемым коллектором, а средний - высокопроницаемым), видно ( см. рис. 12, кривая 4), что при полном вскрытии верхнего низкопроницаемого пласта производительность скважины составляет 10 % общего дебита, тогда при неполном вскрытии среднего высокопроницаемого пласта в интервале h 0 35 - 0 6 производительность скважины равна 94 % общего дебита. Полученная зависимость Q от h в рассматриваемом варианте показывает, что на практике нет необходимости полного вскрытия нижней части газоносного интервала, что особенно важно при наличии подошвенной воды. Приведенная зависимость Q от и в случае, когда верхние две трети пласта состоят из низкопроницаемого, а нижняя треть из высокопроницаемого пропластка ( кривая 3) показывает, что в этом случае целесообразнее вскрывать нижнюю часть пласта ( если нет опасности подтягивания конуса подошвенной воды), обеспечивающую около 85 % дебита от общей производительности скважины. Перфорация верхней части пласта должна быть обоснована. [19]
Положение интервала перфорации должно соответствовать геологопромысловой характеристике объекта освоения в скважине. Если объект в скважине полностью нефтенасыщен или газонасыщен, целесообразно перфорировать его на всю вскрытую мощность. Если скважина вскрыла объект в зоне ВНК ( ГВК), то нижние отверстия интервала перфорации должны быть выше контактов. Расстояние между нижними отверстиями интервала перфорации и уровнем ВНК ( ГВК) определяют в каждом конкретном случае исходя из особенностей геологического строения приконтактной части разреза, мощности нефте-газонасыщенной части, сроков разработки и др. Так, если в приконтактной части разреза имеются плотные, разделяющие нефтегазоносную и водоносную части прослои, можно перфорировать продуктивную часть до кровли этих прослоев, не боясь преждевременного подтягивания конуса подошвенной воды. [20]