Вынос - пластовая вода
Cтраница 2
 |
Динамика добычи газа по Оренбургскому месторождению. [16] |
На УКПГ-2 наблюдается стабилизация выноса воды при постоянных объемах добычи газа. На УКПГ-7 отмечается увеличение выноса пластовой воды при стабильной добыче. УКПГ-6 и УКПГ-8 являются примером усиления активности во-допроявлений даже при снижении объемов добычи газа. [17]
В пределах зоны А наряду с участками повышенной трещиноватости путями фильтрации могут служить закарстованные карбонатные породы толщи б, залегающие на толще а. Действительно, все скважины с постоянным выносом пластовой воды эксплуатируют толщу б и расположены в зонах Б и Г либо в зоне А на участках языкового проникновения вод по восстанию пластов. [18]
Наконец, установлено, что запланированный дебит реализуется через 25 - 30J6 ( иногда в менее) перфорационных отверстий. В подобных условиях перекрытие интервала перфорации столбом жидкости в скважине наполовину или даже более не приведет к выносу пластовой воды газом, если, конечно, приток на происходит только из нижней части интервала перфорации. [19]
Вынос пластовой воды наблюдается в 5 - И 5 % ( в зависимости от УКПГ) эксплуатирующихся скважин. Большинство из них выносят пластовую воду в пределах 0 1 - 1 0 м / сутки и только по отдельным скважинам вынос пластовой воды значительно превышает указанные пределы. [20]
В настоящее гремя обводненные скважины составляют четверть эксплуата-фонде. Вынос пластовой воды о забоя скважин обеспечен в 60 % обводненных скважин, а остальные 40 % обводненных представлены в основном бездействующими по причине об-и низкодебитными скважинами. [21]
Технологическое единство процессов добычи, подготовки и транспорта газа обусловливает появление зависимых отказов и каскадное развитие частичных отказов. Неполная осушка газа приводит к образованию гидратов в трубах и аппаратах на объектах как добычи, так и магистрального транспорта газа. Вынос пластовой воды стазом приводит к попаданию солей в аппараты УКПГ, что вызывает коррозию, закупорку каналов и дальше по цепочке - повышение температуры газа, растепление вечномерзлых грунтов. [22]
При задании запаса по расходу ингибитора после определения минимально необходимого его расхода возникает необходимость по исходным соотношениям материального баланса заново пересчитать все равновесные характеристики газожидкостного потока в защищаемой точке. Однако в некоторых случаях фактические расходы ингибитора превышают расчетные в два-четыре раза. Это связано со специфическими особенностями: выносом пластовой воды, кинетическими закономерностями распределения ингибитора по фазам, гидрогазодинамикой течения многофазных сред. При этом каждый подобный случай должен разбираться отдельно. Некоторые характерные примеры таких ситуаций приведены ниже. [23]
 |
Схема обводнения пласта D2vbv vl. начальный контур природной газовой залежи. условный текущий контур газоносности. [24] |
При этом скважины, расположенные южнее, эксплуатировались без выноса пластовой воды при тех же отметках нижних дыр перфорации, т.е. за период разработки наблюдалось явно направленное движение пластовых вод с севера на юг. [25]
При перекрытии значительной части интервала перфорации столбом воды в скважине происходит выключение из работы нижних частей перфорированного разреза и дебит газа обеспечивается верхними пластами коллекторов. Механизм прекращения притока газа из нижних отверстий заключается в следующем: возникающий в скважине столб воды, связанный с депрессией давления в при-забойной зоне, имеет в своем основании большее давление, чем в прилегающих участках газоносного пласта, почти на высоту этого столба жидкости. В самом верху образуется равновесная зона, где давление столба жидкости равно или близко к давлению газа в заколонном пространстве, и здесь поступающий газ будет выносить жидкость, срезая верхнюю часть столба жидкости, вплоть до нового ее подъема. Эта противоборствующая зона создает условия для выноса пластовой воды, кочорая, смешиваясь с конденсационными, периодически дает i асколько повышенное содержание хлора и других компонентов в выносимых водах. [26]
На Западном щатлыке зона: аву грилластового обводнения охватывает лишь северное крало, нч затрагивая сухое поле залежи, где эксплуатадаонные скважины работают без выноса пластовой воды. На Восточном шатлыке зона внутршшастового обводнения почти со всех сторон оксдатуривает сухое поле залежи, о чем свидетельствуют обводняющиеся краевые эксплуатационные скважины. Результаты гвдрояимиче-ского контроля указывают на присутствие пластовых вод в раде скважин Восточного Шатлшса, находящихся, как правило, у внутреннего контура газоносности, по скважинам западного Шатлыка выноса пластовых вод пока не отмечено. [27]
Геологоразведочные работы по поиску водоносных горизонтов, пригодных для создания подземных газохранилищ, связаны с большими затратами труда и материально-технических средств. Однако, как показывают геофизические наблюдения за объемом газа в эксплуатируемых газохранилищах [85, 90, 97, 107, 133, 147], результаты теоретических и экспериментальных исследований отечественных и зарубежных авторов [118, 119, 120, 137, 138, 143, 153- 155, 156, 159, 161, 167], степень использования перового объема пластов сравнительно низкая. В этих условиях из-за больших потерь давления в призабойной зоне, обусловленных фазовыми проницаемостями и неполным использованием вскрытого пласта, снижаются темпы отбора газа из хранилища. Пласт коллектор - объект создания подземного газохранилища, имеет огромную удельную поверхность при весьма малых размерах поровых каналов. Поэтому взаимозамещение пластовой жидкости и газа в определяющей степени обусловлено поверхностными физико-химическими явлениями, свойственными неоднородной пористой среде, насыщенной неоднородной газожидкостной смесью. При этом несовершенство скважин по степени вскрытия приводит к возникновению конусов обводнения с сопутствующими явлениями выноса пластовой воды и определенной фракции песка коллектора, в связи с чем резко ухудшаются продуктивные характеристики скважин. [28]
Страницы: 1 2