Cтраница 3
Наиболее часто встречаются задачи, когда дебит скважины ограничен геолого-физическими факторами. Рассмотрим принципы их решения. Заданы допустимый дебит, уравнение притока нефти, устьевое давление, конструкция скважины ( диаметр обсадных труб, глубина залегания пласта), газовый фактор и зависимости, характеризующие свойства газожидкостных смесей. [31]
Многопластовые газоконденсатные месторождения исследуются таким числом скважин, чтобы были охвачены залежи, содержащие основные запасы газа и конденсата. При исследовании на газоконденсатность скважину необходимо эксплуатировать с дебитом газа, обеспечивающим вынос конденсата с забоя и из ствола в исследовательскую аппаратуру. При минимально допустимом дебите газа скорость потока должна быть не менее 4 м / с. Скважину следует эксплуатировать по фонтанным трубам, так как при этом меньше минимально допустимый дебит газа, следовательно, и минимальная допустимая депрессия на пласт. Причем, фонтанные трубы, по которым поток газа движется к устью, должны быть спущены до подошвы исследуемого объекта. В противном случае вынос конденсата может не обеспечиваться за счет увеличения проходного сечения ниже башмака фонтанных труб. [32]
При больших расстояниях между скважинами эти расстояния не являются фактором, влияющим на установление процента отбора. Но если расстояния меньше нормальных или меньше рациональных, нужно уменьшить процент отбора. При обсуждении вопроса о допустимом дебите можно исходить из размеров площади и назначать определенный су точный дебит на единицу площади или на определенное число гектаро-метров площади и мощности пласта, а число скважин может явиться вопросом подчиненным, в связи с этим окажется подчиненным и вопрос о проценте отбора. Предположим, что для какого-нибудь района признано допустимым извлекать ежедневно по 1 000 тыс. м3 газа с каждых 10 км2 площади, и при нормальном расстоянии между скважинами это составляет 25 % отбора. Предположим, что расстояние между скважинами 1 км и дебит открытой скважины - 400 тыс. м3 / сутки. Можно уменьшить расстояние и поставить не 10 скважин, а больше. Но в таком случае допустимый дебит на каждую скважину будет меньше, и придется понизить процент отбора пропорционально квадратам расстояний. Это не будет правильным решением вопроса, так как при уменьшенных расстояниях и дебит открытых скважин может оказаться меньше. Однако он уменьшится не пропорционально квадратам расстояний. [33]
При эксплуатации газоконденсатных скважин жидкие углеводороды, выделяясь из газа, создают в колонне двухфазный поток. Если скорости движения смеси незначительные, в скважине накапливается столб жидкости, создавая дополнительное сопротивление и снижая дебит. В этих условиях газоконденсат-ная скважина должна эксплуатироваться с минимально допустимым дебитом, обеспечивающим вынос конденсата на поверхность. [34]
При эксплуатации газоконденсатных скважин жидкие углеводороды, выделяясь из газа, создают в колонне двухфазный поток. При малых скоростях движения смеси на поверхность выносятся лишь мелкие частицы, а крупные будут оседать и скапливаться на забое, создавая дополнительное сопротивление и снижая дебит скважины. В этих условиях газоконденсатная скважина должна работать с минимально допустимым дебитом, обеспечивающим вынос конденсата на поверхность. [35]
Важно знать, что суммарная добыча нефти в США, направленная на удовлетворение общего спроса на нее в стране, слагается из дебитов отдельных скважин, а эти дебиты установлены различным способом в разных штатах. Кроме того, необходимо знать, что повышение спроса на нефть не может само по себе увеличить дебиты большинства истощенных скважин, хотя высокие цены на нефть могут привести к возобновлению эксплуатации части скважин, ранее закрытых как неэкономичные. Даже применительно к этим скважинам или месторождениям, мощности которых не использовались, новые допустимые дебиты будут неодинаковы в различных местах в соответствии с действующими правилами, ни одно из которых не является простым. [36]
Улучшение показателей добычи может иногда оказаться достаточным для оправдания нагнетания газа, хотя другие способы извлечения нефти, как, например, нагнетание воды, могут обеспечить более высокую добычу пластовых углеводородов. Кроме того, экономическая целесообразность нагнетания газа может существенно зависеть от уменьшения срока разработки месторождения, обусловленного поддержанием пластового давления. Пониженные вязкость нефти и газонасыщенность в призабойной зоне скважин способствуют сохранению их продуктивности, в результате чего из скважины, как правило, поддерживается проектный допустимый дебит в течение всего периода разработки пласта. Другие преимущества нагнетания газа вытекают из возможности перераспределения добычи нефти из скважин с высокими газовыми факторами на скважины, дающие только нефть или нефть и небольшие объемы газа. Последнее мероприятие позволяет избежать также штрафов, налагаемых организациями по охране запасов природного топлива за извлечение из пласта чрезмерных количеств газа и не нагнетаемых обратно в продуктивную залежь. Таким образом, нагнетанием газа в продуктивные отложения часто можно значительно продлить срок разработки залежи с поддержанием проектной нормы добычи нефти, что сократит время разработки пласта и соответственно уменьшит экономические затраты. [37]
Выбор режима эксплуатащщ скважин произведен, исходя из условий Рзаб РНас - Для рассматриваемой оторочки Рвас 13 2 МПа. Поэтому во избежание дегазации нефти в пргоабойной зоне допустимая депрессия на пласт была установлена ДР Рпл - Рнас 14 5 - 13 2 1 3 МПа. Для получения допустимого дебита необходимо данные таблицы 2.12, т.е. коэффициенты продуктивности, учитывающие коэффициент несовершенства, умножить на ДР 13 атм. [38]
Многопластовые газоконденсатные месторождения исследуются таким числом скважин, чтобы были охвачены залежи, содержащие основные запасы газа и конденсата. При исследовании на газоконденсатность скважину необходимо эксплуатировать с дебитом газа, обеспечивающим вынос конденсата с забоя и из ствола в исследовательскую аппаратуру. При минимально допустимом дебите газа скорость потока должна быть не менее 4 м / с. Скважину следует эксплуатировать по фонтанным трубам, так как при этом меньше минимально допустимый дебит газа, следовательно, и минимальная допустимая депрессия на пласт. Причем, фонтанные трубы, по которым поток газа движется к устью, должны быть спущены до подошвы исследуемого объекта. В противном случае вынос конденсата может не обеспечиваться за счет увеличения проходного сечения ниже башмака фонтанных труб. [39]
В большинстве случаев запасы газа в процессе освоения месторождений сокращаются, а допустимые значения дебитов скважин, наоборот, увеличиваются. В среднем по этапам освоения месторождений запасы сокращаются в 2 - 3 раза с переходом от поисков к разведке и от разведки к ОПЭ. За период ОПЭ кратность сокращения запасов уменьшается до 1 5 раза. Увеличение запасов во времени не отмечено, если не иметь в виду вновь открытых залежей. Допустимые дебиты в процессе ОПЭ обычно увеличиваются в 1 2 - 1 5 раза. Изменения запасов связаны в основном с уточнением размеров залежей, эффективных мощностей и пористости пластов. [40]
Все методы исследования на газоконденсатность приемлемы для сравнительно высокодебитных скважин с быстрой стабилизацией давления и дебита. Оценивать газоконденсатную характеристику залежей на стадии разведки при низких коллекторских свойствах пласта целесообразно с использованием методики исследования разведочных скважин, в которых минимально допустимый дебит достигается только при депрессиях выше допустимых. Исследования на газоконденсатность скважин, вскрывших низкопродуктивные коллекторы, следует проводить одновременно с газогидродинамическими исследованиями при стационарных ( квазистационарных) режимах фильтрации в процессе прямого хода, т.е. в процессе увеличения дебита от режима к режиму. Газоконденсатные исследования на обратном ходе нецелесообразны, если газ содержит значительное количество конденсата, так как на последних режимах прямого хода продуктивная характеристика пласта может резко ухудшаться. При исследовании низкодебитных скважин конденсатогазовый фактор должен определяться на 4 5 режимах работы скважины с дебитами, большими, чем минимально допустимый дебит для этой скважины. На каждом из этих режимов отбирается проба отсепарированного газа и сырого конденсата. Для каждого режима работы скважины расчитывают состав газа, поступающего из скважины. [41]
При больших расстояниях между скважинами эти расстояния не являются фактором, влияющим на установление процента отбора. Но если расстояния меньше нормальных или меньше рациональных, нужно уменьшить процент отбора. При обсуждении вопроса о допустимом дебите можно исходить из размеров площади и назначать определенный су точный дебит на единицу площади или на определенное число гектаро-метров площади и мощности пласта, а число скважин может явиться вопросом подчиненным, в связи с этим окажется подчиненным и вопрос о проценте отбора. Предположим, что для какого-нибудь района признано допустимым извлекать ежедневно по 1 000 тыс. м3 газа с каждых 10 км2 площади, и при нормальном расстоянии между скважинами это составляет 25 % отбора. Предположим, что расстояние между скважинами 1 км и дебит открытой скважины - 400 тыс. м3 / сутки. Можно уменьшить расстояние и поставить не 10 скважин, а больше. Но в таком случае допустимый дебит на каждую скважину будет меньше, и придется понизить процент отбора пропорционально квадратам расстояний. Это не будет правильным решением вопроса, так как при уменьшенных расстояниях и дебит открытых скважин может оказаться меньше. Однако он уменьшится не пропорционально квадратам расстояний. [42]
При расчетах получено К 10 ккал / ( м2 ч град), т.е. минимально допустимое значение на второй год разработки. Как и следовало ожидать, с увеличением дебита депрессия температуры вдоль ствола скважины уменьшается. Но в связи с падением давления в процессе разработки месторождения возможно снижать дебиты до некоторых значений без гидратообразования. Для определения пределов изменения допустимых дебитов скважин исследована зависимость температуры на устье от дебита скважины. Точки пересечения кривых гидратообразования на каждый год разработки и устьевой температуры определяют минимально возможные дебиты скважин, при которых исключается гидратообразование. Здесь же нанесена прямая 2, соответствующая выбранному проектному дебиту скважин. Вправо от точки А выше кривой 1 гидратообразование исключается, влево от точки А минимально допустимые дебиты выше проектных, поэтому будет иметь место гидратообразование. [43]
Так, допустимый дебит скважины глубиной 1500 - 1800 м на суше в Луизиане при отсутствии ограничений рынка и плотности разбуривания одна скважина на 16 га участка составлял 23 т / сут, при плотности одна скважина на 32 га - 34 т / сут. Фактор учета спроса на рынке нефти распространялся на все скважины. Например, на определенный период устанавливалась 30 % - ная норма использования максимально допустимого дебита, а в Техасе нормировалось количество дней в месяце, в которые разрешалась эксплуатация скважин. Обычно квоты не устанавливались по скважинам с очень низкими дебитами - в пределах нескольких баррелей ( 1 баррель 0 159 м3) в сутки. В штатах, где дебиты устанавливались исходя из глубины скважины, площади участка, который на нее приходится, и спроса на нефть, квоты не связывались с предельно максимальными эффективными дебитами ( отборами) и величиной запасов. Для скважин с одинаковыми глубиной и плотностью разбуривания устанавливался единый допустимый дебит вне зависимости от параметров разрабатываемых залежей. В западных штатах системы Скалистых гор, где заметная добыча нефти началась значительно позже, чем в других районах США, и особенно в Канаде законы, регулирующие плотность сетки разбуривания, квоты добычи и степень их использования, более тесно увязаны с обоснованной схемой разработки месторождений, политикой рационального использования энергии и ресурсов и бережного к ним отношения. [44]