Подъем - контакт газ-вод
Cтраница 1
Подъем контакта газ-вода при наличии упруговодонапорного режима в залежи существенно влияет на предельный безводный дебит газовых скважин и величину оптимального вскрытия. При заданном вскрытии пласта изменение газоносного пласта приводит к необходимости снижения депрессии на пласт. Это условие требует синхронного изменения вскрытой толщины для поддержания максимальной производительности скважины в процессе разработки. При подвижном контакте газ-вода сохранение первоначального вскрытия приводит к обводнению скважины. Проведенные расчеты показывают, что если вскрытая толщина пласта остается неизменной в процессе разработки, то газоотдача пласта может быть достаточно низкой. [1]
Подъем контакта газ-вода в процессе разработки газовых и газокон-денсатных месторождений приводит к непрерывному уменьшению газонасыщенной толщины пласта. Поэтому величина вскрытия, являющаяся в начале разработки оптимальной, становится неоптималь ной. [2]
При подъеме контакта газ-вода установленная вначале Аоп через некоторое время оказывается в обводненной зоне, и поэтому безводный дебит равняется нулю. [3]
Еря заданной геометрии залежи темп обводнения однозначно связан с текущим подъемом контакта газ-вода, т.е. с величиной Zfp. [4]
 |
Зависимость Qnp от h при подвижном ( сплошные линии и неподвижном ( пунктирные линии контактах газ-вода. [5] |
На кривой 2 видно, что при заданной йвс по мере снижения пластового давления и подъема контакта газ-вода С) р резко снижается и гн-достижении h ( t) - йвс скважина обводняется. Для избежания обводнения скважины в процессе разработки необходимо синхронно с изменением h ( t) изменить и вскрытую толщину пласта / гвс. Только тогда скважина будет эксплуатироваться до полного истощения залежи. [6]
В статье / I / показано, что такие интегральные характеристики процесса обводнения месторождения, как текущий расход внедряющейся воды ае ft), текущий подъем контакта газ-вода ( фронт вытеснения газа водой zfp. Ре (), текущее среднее давление газа в зоне газоносности Рпер ( - t) связаны мевду собой однозначно; зная одну из этих величин, можно определить все остальные. В статье / I / на основе исходной КС модели выведено интегральное уравнение для нахождения любой из этих величин. Та из них, которая выбирается искомой, названа ведущей. Из кондинамизма следует, что процесс обводнения в ЭЦ модели описывается тем же интегральным уравнением, что и в исходной ЦД модели. Принимается, что высота подъема фронта zpp. И) в натуре равна высоте верхнего торца той части КЭ модели, поровый объем которой равен объему Qad. [7]
По мере падения пластового давления в газоносной части пласта контакт газ-вода поднимается. Подъем контакта газ-вода влияет на пластовое давление газоносной части пласта, параметры а и Ь, мощность пласта h и др. Поэтому при прогнозировании предельного безводного дебита необходимо учесть изменение положения контакта газ-вода во времени. [8]
Формула (5.79) дает верхний предел высоты подъема контакта газ-вода, не опровергая при этом следствие доказательства о существовании в этой области двухфазной зоны. [9]
 |
Характер изменения первоначальной йоп во времени при подъеме контакта газ-вода в процессе разработки. [10] |
Аоп ( 0 представляет большой практический интерес. Полученные выводы указывают на необходимость синхронного с подъемом контакта газ-вода уменьшения вскрытой толщины пласта с целью обеспечения оптимальности вскрытия в течение всего периода разработки залежи. [11]
Полученные по формулам ( VI 1.92) и ( VI 1.93) дебиты минимальны по сравнению с дебитами, вычисленными всеми другими методами. Высота подъема контакта газ-вода учитывается путем изменения параметров, входящих в расчетные формулы. [12]
Кривая / соответствует начальному пластовому давлению Рн пл и толщине пласта А0, а кривые 2 - 5 - безводным дебитам при Рпл ( 0 25 7; 21 9; 18 1 и 14 4 МПа, получаемым при подвижном контакте газ-вода. На рис. 107 видно, что при подвижном контакте газ-вода Qaf снижается более интенсивно, чем при неподвижном газо-водяном контакте. Для заданной величины вскрытия пласта Авс изменение газонасыщенной толщины в результате подъема контакта газ-вода приводит к обводнению газовой скважины. [13]
В процессе разработки по мере подъема ГВК уменьшается газонасыщенная толщина пласта h, и поэтому при постоянной величине hB разность между Ah ( t) li ( t) - lie непрерывно уменьшается. Эта разность предопределяет величину допустимой депрессии на пласт. Как видно IB формулы (55.10), темп снижения депрессии на пласт зависит не только от непостоянства Ah, но и от падения пластового давления. Поэтому с сохранением Д1г постоянной в процессе разработки как можно дольше сохраняется замедленный темп падения ДРДОП, а следовательно, и дебитов скважин. На рис. 18.10 показан характер первоначально установленной величины hon при подъеме контакта газ-вода в процессе разработки фрагмента газового месторождения. Кривая 1 получена для случая, когда h ( t), т.е. газонасыщенная толщина, в процессе разработки уменьшается в результате подъема ГВК, но вскрытая толщина пласта скважиной hg остается постоянной. [14]
Страницы: 1