foto1
foto1
foto1
foto1
foto1

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Уважаемые посетители, понимаю Ваше недовольство по поводу рекламы на ресурсе, но только так мы можем поддерживать развитие проекта. Спасибо за понимание!

Закономерности изменения предельного безводного дебита

Рейтинг:   / 0
ПлохоОтлично 

Общие соображения. Установление технологического режима эксплуатации газовых скважин, вскрывших пласты с подошвенной водой, относится к задачам высшей сложности.

Точное решение этой задачи с учетом нестационарности процесса конусообразования, неоднородности пористой среды в вертикальном и горизонтальном направлениях, различия законов фильтрации газа и воды, изменения их физических свойств в процессе разработки, формы и границ разделов газ-вода, фазовых проницаемостей и капиллярных сил практически невозможно. Как правило, безводные дебиты, определяемые расчетным путем, оказываются значительно больше фактических, и конус подошвенной воды прорывается в скважину при дебитах сравнительно меньших, чем расчетные. Тем не менее в виду важности данной задачи при проектировании и эксплуатации газовых месторождений рассмотрим основные закономерности изменения предельного безводного дебита в зависимости от величины вскрытия и анизотропии пласта.

Предельным безводным дебитом будем считать производительность скважины, получаемую при достижении вершины конуса воды забоя скважины. Отсюда следует, что для получения безводного дебита необходимо, чтобы уровень контакта газ-вода под скважиной был ниже нижних перфорационных отверстий. Это означает, в скважине необходимо создать такую депрессию, при которой уровень конусообразования воды будет меньше высоты

y=а (h-hвс), (4.1)

где h- толщина пласта; hвс вскрытая толщина; коэффициент а положим равным 0,4, что по Чарному дает достаточную надежность в определении безводного дебита.

Таким образом, для точного решения задачи о безводном дебите газовой скважины необходимо знание истинного положения границы раздела газвода, являющейся функцией времени и режима эксплуатации скважины, и распределения давления в зоне, дренируемой рассматриваемой скважиной, в значительной мере определяемого степенью изотропии пласта.

В большинстве газоносных пластов вертикальные и горизонтальные проницаемости различаются, причем вертикальная проницаемость kв значительно меньше горизонтальной. Низкая вертикальная проницаемость снижает опасность обводнения газовых скважин в процессе эксплуатации. Однако при низкой вертикальной проницаемости затрудняется и подток газа снизу в область влияния несовершенства скважины по степени вскрытия. В связи с этим необходимо учитывать влияние анизотропии, так как использование методов определения Qпр, разработанных для изотропных пластов, приводит к существенным погрешностям..

 

Закономерности изменения предельного безводного дебита

 

Чем больше подъём ГВК, тем выше погрешность в величинах дебитов, определённых без учета подъёма ГВК. Величина подъёма контакта зависит от запасов и отбора газа, активности водонапорной системы, коллекторских свойств водо-газоносного пласта и др. Внедрение в процессе разработки подошвенной воды приводит к изменению пластового давления и уменьшению газонасыщенной толщины пласта. При больших упругих запасах воды необходимо учитывать упругоёмкость воды и водоносного пласта.

Закономерности изменения безводного дебита. Зависимость предельного безводного дебита Qпр от относительной толщины вскрытия `h= hвс/h показывает, что существует некоторое вскрытие, при котором предельный, безводный дебит становится максимальным (рис.4.12). При этом для получения максимального дебита степень вскрытия пластов с низкой продуктивностью должна быть больше, чем пластов с высокой продуктивностью, так как с уменьшением проницаемости Qпр тоже уменьшается.

Учет влияния анизотропии пласта показывает, с уменьшением вертикальной проницаемости предельный дебит существенно снижается (рис.4.12). Кроме того, с уменьшением параметра анизотропии пласта n=kв/kг величина вскрытия пласта hвс при которой Qпр становится максимальным, увеличивается.

 

 

Закономерности изменения предельного безводного дебита

На величину безводного дебита влияют снижение р(t) и h(t). Чем меньше р(t) и h(t), тем ниже безводный дебит скважины, хотя в целом вторжение воды в газовую залежь несколько замедляет темп снижения пластового давления (рис. 4.13). На данном рисунке кривые 1-3 соответствуют безводным дебитам при рпл(t) = 25,7; 21,9 и 14,4 МПа, получаемым при подвижном контакте газ-вода. Безводные дебиты при этих же пластовых давлениях, но при неподвижном контакте газ-вода показаны пунктирными кривыми 2-5. Из рис. 4.13 видно, что при подвижном контакте газ-вода Qпр снижается более интенсивно, чем при неподвижном газо-водяном контакте. Сравнение кривых зависимости Qпр от h, построенных при одинаковых рпл(t) для h0 и h(t), позволяет определить характер изменения Qпр при подвижном контакте и прогнозировать безводные дебиты при проектировании разработки газовых месторождений. Для заданной величины вскрытия пласта hвс изменение газонасыщенной толщины в результате подъема ГВК приводит к обводнению газовой скважины.

Характер изменения Qпр, соответствующего максимуму кривых зависимости Qпр от `h при неподвижном (кривая 1) и подвижном (кривая 2) ГВК, показан на рис. 4.14. Из кривой 2 видно, что при заданной величине hвс по мере снижения пластового давления и подъема ГВК Qпр резко снижается и по достижении h(t) = hвс скважина обводняется. Для избежания обводнения в процессе разработки необходимо синхронно с изменением h(t) изменять и вскрытую толщину пласта hвс. Только тогда скважина будет эксплуатироваться до полного истощения залежи.

Для анизотропного пласта независимо от величины параметра анизотропии n при снижении рпл и уменьшении h(t) Qпр снижается. С уменьшением вертикальной проницаемости kв или параметра анизотропии n Qпр уменьшается. Это означает, что уменьшение доли дебита за счет подтока из невскрытой части пласта происходит в результате ухудшения вертикальной проницаемости пласта. В конечном счете при существенном снижении вертикальной проницаемости безводный дебит стремится к дебиту скважины, вскрывшей пласт толщиной hвс , где имеет место только плоско-радиальная фильтрация газа к скважине. Следовательно, при снижении параметра анизотропии n наиболее выгодно полное вскрытие пласта.

Если сравнивать между собой предельные дебиты из изотропного и анизотропного пластов, то Qпр анизотропного пласта всегда меньше безводного дебита из изотропного пласта.

 

Oilloot - Рекомендует

Статистика



Яндекс.Метрика