Большая техническая энциклопедия
2 3 6
A N P Q R S U
А Б В Г Д Е Ж З И К Л М Н О П Р С Т У Ф Х Ц Ч Ш Щ Э Ю Я
О- ОБ ОВ ОГ ОД ОЖ ОК ОЛ ОН ОП ОР ОС ОТ ОФ ОХ ОЦ ОЧ ОЩ

Обводнение - газовая скважина

 
Обводнение газовых скважин контролируют геофизическими, газогидродинамическими, гидрохимическими и термодинамическими методами исследования.
Прогнозирование обводнения газовых скважин представляется возможным, в частности, при использовании методов классификации объектов. Как известно, одним из таких эффективных методов классификации является метод экспертных оценок, или так называемый метод ранговой классификации.
Механизм обводнения газовых скважин различен в зависимости от геолого-физических особенностей каждого месторождения. Например, по газоконденсатным месторождениям Краснодарского края ( Березанское, Сердюковское, Каневское, Ленинградское, Майкопское и др.), приуроченным к единой водонапорной системе нижнемеловых отложений, обводнение носит неравномерный, избирательный характер. По этим ме рождениям продуктивные горизонты разделяются на ряд пачек, имеющих глинистые пропластки. В продуктивных горизонтах Березанско-го, Сердюковского и Каневского месторождений выделяется по три пачки. Сами продуктивные пачки представлены совокупностью про-пластков, неоднородных по свойствам как по вертикали, так и по площади.
Механизм обводнения газовых скважин различен в зависимости от геолого-физических особенностей каждого месторождения. По этим месторождениям продуктивные горизонты разделяются на ряд пачек, имеющих глинистые про-пластки. В продуктивных горизонтах Березанского, Сердюков-ского и Каневского месторождений выделяется по три пачки, Старо-Минского - четыре, Ленинградского - пять. Сами продуктивные пачки представлены совокупностью пропластков, неоднородных по свойствам как по вертикали, так и по площади.
Зависимость изменения содержания метана от времени.| Зависимость изменения содержания пентана от времени. Прогнозирование обводнения газовых скважин представляется возможным, в частности, при использовании методов классификации объектов. Как известно, одним из таких эффективных методов классификации является метод экспертных оценок, или так называемый метод ранговой классификации.
Вероятность обводнения газовых скважин значительно меньше, чем нефтяных, так как все они могут быть размещены в присводовой или наиболее высокой части структуры и при достаточном удалении от контура краевой воды. Для нефтяных месторождений такое расположение скважин на структуре по условиям разработки может оказаться невыгодным.
После определения механизма обводнения газовой скважины необходимо выбрать метод удаления жидкости с ее забоя.
После установления механизма обводнения газовой скважины необходимо выбрать метод удаления жидкости с ее забоя.
Низкая вертикальная проницаемость снижает опасность обводнения газовых скважин, вскрывших анизотропные пласты с подошвенной водой, в процессе их эксплуатации. Однако при низкой вертикальной проницаемости затрудняется и подток газа снизу в область влияния несовершенства скважины по степени вскрытия. Точная математическая связь между параметром анизотропии и величиной допустимой депрессии при вскрытии скважиной анизотропного пласта с подошвенной водой не установлена. Использование методов определения Qnp, разработанных для изотропных пластов, приводит к существенным погрешностям. Точное решение задачи по определению Qnp газовой скважины, вскрывшей анизотропный пласт с подошвенной водой, при нелинейном законе фильтрации в настоящее время отсутствует. Необходимость получения простых расчетных формул для определения Qnp скважин, вскрывших анизотропные пласты, приводит к неизбежным допущениям при схематизации и решении поставленной задачи. Для учета влияния анизотропии на производительность заменим истинную область фильтрации газа такой фиктивной областью, в которой суммарное сопротивление пласта будет эквивалентно истинному интегральному сопротивлению.
В работе рассматривается возможность диагностирования обводнения газовых скважин по результатам анализа газа. С этой целью были собраны и систематизированы данные хро-матографических анализов газа по скважинам. Следует отметить, что для обработки были выбраны те скважины, из которых было отобрано не менее трех проб газа в процессе их эксплуатации.
Получены приближенные решения задач об обводнении газовой скважины подошвенной водой и разработаны методы расчета дебитов газа и подошвенной воды при их одновременном притоке к скважине. Обоснована физическая сущность притока подошвенной воды и газа к скважине при произвольных значениях горизонтальной и вертикальной проницаемостей. Даны методы расчета дебитов газа и подошвенной воды при произвольной депрессии на пласт. Рассмотрены возможности установления технологического режима эксплуатации скважин, вскрывших одновременно водонефтегазонасыщенные пласты.
В данном разделе рассматривается возможность диагностирования обводнения газовых скважин по результатам анализа газа. С этой целью были собраны и систематизированы данные хроматографических анализов газа по скважинам. Следует отметить, что для обработки были выбраны те скважины, из которых было отобрано не менее трех проб газа в процессе их эксплуатации.
Одним из основных методов контроля за обводнением газовых скважин АГКМ является гидрохимический метод в совокупности с результатами исследований скважин на контрольном сепараторе.
В докладе представлены результаты промыслового анализа причин обводнения газовых скважин и динамика обводнения фонда скважин по годам разработки сеноманской залежи Медвежьего месторождения. Проведено сопоставление фактических данных обводнения с прогнозными, засчитанными по третьей методике, в безразмерных координатах. Сравнение показало, что фактические показатели обводнения фонда скважин превышают прогнозные. Выявлены причины расхождения и показана возможность использования этой методики для прогноза и анализа причин обводнении фонда скважин.

С двухфазной фильтрацией приходится иметь дело и при обводнении газовых скважин вследствие образования конусов и продвижения воды в виде языка по наиболее дренируемому пропластку. Двухфазная фильтрация наблюдается при поступлении в скважину газа и воды из переходной зоны. Затем в скважину поступают газ - из необводненной части пласта - и вода - из обводненного про-пластка.
Естественно, что это может отразиться на темпах и сроках обводнения газовых скважин вследствие существенного наклона газоводяного контакта.
Первый этап ( 1968 - 1975 гг.) характеризуется нарастающей добычей газа и практическим отсутствием обводнения газовых скважин.
Из сказанного делается вывод, что дебит скважины ( депрессия) не является ограничивающим фактором обводнения газовых скважин подошвенными водами. Это означает, что конусообразование нельзя рассматривать как стационарный процесс, и обводнение скважин конусом воды - явление естественное и, в принципе, неизбежное.
Характерной особенностью указанных месторождений, осложняющей и лимитирующей их эксплуатацию, являются прорывы соленых вод и быстрое обводнение газовых скважин.
Первый период - с начала эксплуатации ( 1968 г.) до 1975 г. - характеризуется отсутствием обводнения газовых скважин и преобладанием в составе продукции конденсационных и техногенных вод. Присутствие пластовых вод наблюдается лишь в отдельных скважинах, работающие интервалы которых были вблизи ГВК.
В коллекторе образуется барьер из вязкоупругого наполнителя и слоя пены на поверхности раздела фаз газ - вода, благодаря чему создаются наилучшие условия для фильтрации газа, уменьшается приток воды, повышается эффективность обводнения газовых скважин по сравнению с существующими способами, направленными только на полное или частичное закупоривание пор пласта без учета возможности перетока и смещения водогазового контакта, при котором могут наступить полное обводнение пласта и выход скважины из строя.
Зависимости изменения во. времени годовых отборов газа из обводненных и необводненных скважин. На рис. 1.19 представлены зависимости изменения во време-аш годового отбора газа из необводнившихся и обводнившихся скважин. До начала обводнения газовых скважин ( до 10-го года разработки) темп разработки залежи в III и IV вариантах одинаков. Через 19 лет в III варианте разработка месторождения прекращается.
Зависимость изменения содержания метана ( а, пентана ( б, гексана ( в и углекислого. Вопросы борьбы с обводнением скважин приобретают особое значение не только для старых газодобывающих районов, но и для некоторых месторождений, находящихся на ранней стадии разработки. Борьба с обводнением газовых скважин в настоящее время приобретает особое значение и для Оренбургского газоконденсатного месторождения.
При освоении газонефтяных месторождений часто встречаются случаи когда к скважине одновременно притекают и жидкость, и газ. Это связано с обводнением газовых скважин, выпадением и частичным выносом го призабойной зоны конденсата, образованием конуса нефти из нефтяной оторочки, а также прорывом газа через вскрытый нефте-насыщенный интервал. В связи с открытием многочисленных газонефтяных месторождений с маломощной нефтяной оторочкой возможность и необходимость одновременного отбора газа и нефти, а в ряде случаев газа, нефти и воды требуют изучения продуктивности скважины по каждой фазе. Для интерпретации результатов исследования скважин, вскрывших нефтяные и газонефтяные пласты, прогнозтгрования показателей разработки газонефтяных месторождений, подсчета запасов нефти, а также обустройства газонефтяных промыслов необходимы свойства пластовых нефтей. Свойства нефти входят в исходные уравнения фильтрации нефти в пористой среде и движения нефти ( чаще всего газо-нефтеводоносной смеси) по стволу и по наземным коммуникациям.
В большинстве газоносных пластов вертикальные и горизонтальные проницаемости различаются, причем вертикальная проницаемость kB 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 Qnp, разработанных для изотропных пластов, приводит к существенным погрешностям.
Большая часть месторождений природных газов разрабатывается в условиях водонапорного режима. По мере вытеснения газа водой происходит закономерное и неизбежное обводнение газовых скважин.
В результате указанных допущений расчетные данные о продвижении воды являются средними для месторождения. Они ни в коей мере не характеризуют дифференцированно процесс обводнения залежи и не дают ответа на вопрос о возможном обводнении газовых скважин во времени. Тем не менее такие приближенные расчетные методы могут, а часто и должны применяться для прогноза разработки залежи в начальные моменты времени, особенно когда отсутствуют достоверные данные о коллекторских свойствах, протяженности, характере возможных граничных условий в областях питания и разгрузки водоносного пласта. Проведение приближенных газогидродинамических расчетов, например, рассмотренными методами позволяет получить необходимые укрупненные данные для последующих технико-экономических расчетов. Технико-экономические расчеты характеризуются многовариантностью. Поэтому применение более точных, а следовательно, более громоздких расчетных методов может оказаться нецелесообразным. Технико-экономические расчеты создают возможность выбрать принципиальные системы разработки месторождения и обустройства промысла. В результате этих расчетов получаются также исходные данные для решения ряда других задач, например оптимального распределения отбора газа из газоносной провинции по отдельным газовым ( газоконденсатным) месторождениям.

Буферным называют объем газа, который не извлекается из хранилища, оставаясь в резервуаре на протяжении всего периода его использования в качестве ПХГ, Буферный объем является источником механической энергии, необходимой для подачи газа из пласта до заданного пункта системы. При водонапорном режиме он помогает противодействовать внедрению в хранилище краевых и подошвенных пластовых вод, а также бороться с обводнением газовых скважин. Кроме того, буферный объем способствует поддержанию на заданном уровне дебитов скважин, так как от их величин зависит давление в пластовом резервуаре.
При одновременном притоке газа и нефти, газа-нефти-воды, а также нефти и воды к скважине в силу различия законов фильтрации и свойств этих фаз происходит деформация поверхности их раздела. Характер деформации границ раздела фаз зависит от коллекторских свойств пористой среды, свойств фаз, величины депрессии на пласт, анизотропии пласта и других факторов. Деформация границы раздела приводит к обводнению газовых скважин, вскрывших пласты с подошвенной водой, или подтягиванию конуса нефти в газовую скважину, а также загазовыванию и обводнению нефтяных скважин, вскрывших только нефтенасыщенный интервал. Подтягивание конуса нефти ( воды) в газовую скважину приводит к уменьшению толщины газонасыщенного интервала и снижению ее производительности. Причем наиболее существенное изменение газонасыщенной толщины происходит в призабойной зоне, где давление снижается более интенсивно. Подъем конуса жидкости в призабойной зоне газовой скважины приводит к образованию зоны двухфазной фильтрации.
Из вышеизложенного следует, что в разрезе Оренбургского месторождения наблюдается четкое различие химического состава пластовых вод надсолевых, соленосных и подсолевых отложений. Это позволяет надежно распознавать принадлежность воды к тем или иным интервалам геолопгаеского разреза по гидрохимическим показателям, на чем основан метод гвдрохимтгческого контроля за обводнением эксплуатационных газовых скважин. По результатам многолетних исследований установлено, что обводнение газовых скважин месторождения происходит только подошвенными и законтурными пластовыми водами продуктивных московско-артинских отложений.
Иногда оказывается, что требуется привлечение неоправданно больших ресурсов, например, при открытии приконтурными скважинами нефтяной оторочки, разрабатывать которую невыгодно. Наконец, принципиально невозможно устранить факторы, нарушившие процесс. Например, на определенном этапе разработки месторождения наступает обводнение газовых скважин. Но во всех случаях, когда не принимается никаких действий по управлению, требуется серьезное обоснование.
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.
Примеры зависимостей р / г. Поэтому обводняющиеся газовые скважины быстро выходят из эксплуатации. Естественно, что это иногда отрицательно сказывается на коэффициенте газоотдачи. Вопросы отбора газа при наличии воды разработаны слабо. Для предотвращения обводнения газовых скважин рекомендуются изоляционные работы. При эксплуатации обводненных скважин находят применение плунжерные подъемники и даже глубинные насосы, используются различные пены для удаления воды с забоев скважин. Перспективны, по-видимому, методы изоляции притока воды путем закачки специальных пен. Таким образом, третье отрицательное последствие проявления водонапорного режима связано с осложнениями, возникающими при эксплуатации скважин и системы обустройства промысла.
В практике исследований газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин широко используются газогидродинамические методы, которые обобщены и рекомендованы в качестве инструкций по технологии проведения исследования и обработке полученных результатов. При интерпретации результатов исследования газовых и нефтяных скважин допускается, что в пласте имеет место однофазная фильтрация только газа или только нефти. На практике часто встречаются случаи, когда к скважине одновременно притекают и жидкость и газ. Это связано с обводнением газовых скважин, выпадением и выносом вместе с газом конденсата, образованием конуса нефти из нефтяной оторочки, а также с прорывом газа через вскрытый нефтенасыщенный интервал. В связи с открытием многочисленных маломощных газонефтяных месторождений возможности одновременного отбора нефти и газа, а в ряде случаев нефти, газа и воды резко увеличились. Поэтому в процессе исследования и эксплуатации скважин, вскрывших маломощные газонефтяные пласты, независимо от того, что вскрыто - только газоносный или только нефтеносный интервал, а также одновременно газонефтенасыщенный интервал, в целом происходит быстрое подтягивание конуса воды либо нефти или прорыв газа. Неизбежность одновременного отбора газа и жидкости в результате прорыва газа или образования конуса жидкости требует создания метода исследования таких скважин. В настоящее время одновременный приток газа и жидкости к скважине изучен недостаточно, и поэтому простые и точные методы, приемлемые на практике для определения параметров пласта без проведения специальных исследований, отсутствуют. Сложность задачи одновременного притока газа и жидкости связана с изменением фильтрационных параметров газонефтенасыщен-ных интервалов, к которым относятся: деформация границы раздела газ-жидкость; газонефтенасыщенность газо - и нефтеносного интервалов пласта; относительные проницаемости фаз во времени и по радиусу дренирования; различие физических свойств и законов фильтрации газа и жидкости.
Многочисленность теоретических и экспериментальных исследований влияния подошвенной воды на технологический режим эксплуатации обусловлена сложностью задачи. При математическом моделировании физической сущности задачи фильтрации газа к несовершенной скважине с подвижной границей раздела газ-вода неизвестной формы встречаются большие трудности. Поэтому разработанные в настоящее время приближенные методы не позволяют достаточно точно прогнозировать характер изменения дебита скважин, вскрывших пласты с подошвенной водой. Не менее важной и сложной является задача о прогнозировании дебитов газа и воды при обводнении газовых скважин подошвенной водой или необходимости одновременного вскрытия газо-водоносного интервала и.
Система обустройства нефтяных промыслов всегда проектируется в предположении добычи нефти вместе с попутной водой. Обустройство же газовых промыслов позволяет отделять от газа лишь незначительное количество влаги. Поэтому обводняющиеся газовые скважины быстро выходят из эксплуатации. Естественно, что это иногда отрицательно сказывается на коэффициенте газоотдачи. Вопросы отбора газа при наличии воды разработаны еще слабо. Для предотвращения обводнения газовых скважин рекомендуются изоляционные работы. Находят применение при эксплуатации обводненных скважин плунжерные подъемники и даже глубинные насосы, используются различные пены для удаления воды с забоев скважин. Таким образом, третье отрицательное последствие проявления водонапорного режима связано с осложнениями, возникающими при эксплуатации скважин и системы обустройства промысла.
Примеры зависимостей p / z flOAo6 ( f для газовой залежи. Систему обустройства нефтяных промыслов всегда проектируют в предположении добычи нефти вместе с попутной водой. Обустройство же газовых промыслов позволяет отделять от газа лишь незначительное количество влаги. Поэтому обводняющиеся газовые скважины быстро выходят из эксплуатации. Естественно, что это иногда отрицательно сказывается на коэффициенте газоотдачи. Вопросы отбора газа при наличии воды разработаны слабо. Для предотвращения обводнения газовых скважин рекомендуются изоляционные работы. Находят применение при эксплуатации обводненных скважин плунжерные подъемники и даже глубинные насосы, используются различные пены для удаления воды с забоев скважин. Перспективны, по-видимому, методы изоляции притока воды путем закачки специальных пен. Таким образом, третье отрицательное последствие проявления водо-непорного режима связано с осложнениями, возникающими при эксплуатации скважин и системы обустройства промысла.
Различают остаточный, предельный, активный и буферный объемы газа. Остаточный объем представляет собой минимальное количество газа, которое находилось в залежи перед началом закачки. Под активным понимается тот объем газа, который ежегодно отбирается из хранилища и закачивается в него обратно. В зависимости от конкретных обстоятельств, например от колебаний погоды, активный объем может несколько отличаться от расчетной величины. Буферным называется тот объем газа, который не извлекается из хранилища. Буферный объем - источник механической энергии, необходимой для подачи газа из пласта до заданного пункта системы; при водонапорном режиме он помогает противодействовать внедрению в хранилище пластовых вод, а также бороться с обводнением газовых скважин. Кроме того, буферный объем помогает поддерживать на достаточном уровне, дебиты скважин, так как от его величины зависит давление в резервуаре.
 
Loading
на заглавную 10 самыхСловариО сайтеОбратная связь к началу страницы

© 2008 - 2014
словарь online
словарь
одноклассники
XHTML | CSS
Лицензиар ngpedia.ru
1.8.11