Газоводонапорный режим

Cтраница 1

Газоводонапорный режим и газонапорный, или режим газовой шапки. Встречаются залежи, в которых пластовое давление равно давлению насыщения нефти газом. Механизм вытеснения нефти в таких залежах характеризуется перемещением газированной нефти по пласту под влиянием поршневого действия на нефть свободного газа со стороны газовой шапки. Обычно в таких залежах имеет место напор краевых вод. В этих случаях водонефтяной контакт перемещается в сторону свода под влиянием напора пластовой воды. Размеры залежи уменьшаются вследствие сближения газонефтяного и водонефтяного контактов, и эксплуатация скважин сопровождается выделением газа из нефти в зоне влияния скважины. Выделяющийся из нефти газ обладает упругостью и ускоряет движение нефти из пласта к скважинам. [1]

Газоводонапорный режим наблюдается в залежах, где движущей силой является не только расширение сжатого в пласте газа, но и давление активных напорных краевых вод, продвигающихся по мере эксплуатации залежи. [2]

Газоводонапорным режимом газовой залежи следует называть такой режим, при котором основными источниками энергии, продвигающей газ к забоям добывающих скважин, являются активный напор пластовых ( краевых и подошвенных) вод, а также расширение находящегося в залежи газа. [3]

Для газоводонапорного режима удельная добыча на 1 кГ / см2 снижения давления в процессе эксплуатации возрастает. [4]

При газоводонапорном режиме коэффициент газоизвлечения снижается за счет остаточной газонасыщенности в заводненной части пласта. По данным Т. М. Джедшпа и других исследователей, остаточная газонасыщенность колеблется от 15 до 50 % в зависимости от литолого-физических свойств коллектора. [5]

При газоводонапорном режиме расстановка галерей в круговой залежи производится точно таким же способом, как и в полосообраз-ной, но соответствующие формулы берутся для круговой залежи. [6]

Для характеристики газоводонапорного режима газовой залежи пользуются показателем, который называется коэффициентом возмещения. Коэффициент возмещения представляет собой отношение объема воды, внедрившейся в газовую залежь за определенное время, к объему газа, отобранному за то же время и приведенному к пластовым условиям. [7]

К горизонтам с газоводонапорным режимом относятся: IV горизонт сураханской свиты; VII, VIII-IX, X, XI, св. [8]

Элемент пласта - двустороннее вытеснение нефти. [9]

Если месторождение разрабатывается при газоводонапорном режиме, одним из требований, предъявляемых к рациональной схеме размещения заданного количества галерей, является условие одновременного притока обоих агентов к последней галерее. [10]

На практике месторождения, как правило, разрабатываются при газоводонапорном режиме. В этом случае газ в пласте продвигается в результате его расширения и действия напора воды. Причем количество воды, внедряющейся за счет расширения газа, значительно меньше того количества, которое необходимо для полного восстановления давления. Главным условием продвижения воды в залежь является связь ее газовой части с водоносной. Продвижение воды может привести к обводнению скважин. Это следует учитывать при расположении скважин по площади и при проектировании глубины забоя новых добывающих скважин. [11]

Само собой разумеется, что при режиме газовой шапки и газоводонапорном режиме ни в коем случае нельзя добывать газ из газовой шапки. Это ведет, с одной стороны, к нерациональной растрате пластовой энергии и, с другой - к большой потере нефти на смачивание сухого песка нефтью при перемещении газонефтяного контакта в сторону свода. [12]

Продолжительность эксплуатации скважин по рядам ( до тех пор, пока не останется один) при газоводонапорном режиме определяется либо для рядов, работающих при водонапорном режиме, либо для рядов, работающих при газонапорном режиме. [13]

Газовые залежи при режиме расширяющегося газа эксплуатируют до тех пор, пока пластовое давление в них не снизится до величины, равной атмосферному давлению на устье плюс вес столба газа в стволе скважины, т.е. до полного прекращения фонтанирования скважин. При газоводонапорном режиме эксплуатация добывающих скважин прекращается в результате их предельного обводнения. [14]

Результаты вычислений приведены в табл. IV.2 и на рис. IV. Видим, что значение а по мере падения давления увеличивается, что характерно для газоводонапорного режима разработки залежи. [15]

Страницы: 1 2