Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. Некоммерческий фонд имени профессора А. В. Аксарина

• Название: Некоммерческий фонд имени профессора А. В. Аксарина
• Дата: 28.01.2020
• Размер: 2.61 Mb.
• Имя файла: Разработка газовых и газоконденсатных месторождений.doc
• Тип: Документы; #106122
• страница: 52 из 65

4.4.3.2. Методы увеличения предельного безводного дебита Q_пр[10]
Способы увеличения безводного дебита:

отыскание оптимальной величины вскрытия газоносного пласта, соответствующий максимальному, безводному дебиту;

создание искусственных непроницаемых экранов между ГВК и нижним интервалом перфорации.

Увеличение Q_пр путём отыскания h_опт При вскрытии газоносного пласта с подошвенной водой производительность вертикальной скважины зависит от степени вскрытия пласта и расстояния от забоя до ГВК. При этом, чем меньше степень вскрытия, тем больше влияние несовершенства скважины на её производительность. При небольших степенях вскрытия пласта влияние несовершенства на производительность существеннее, чем влияние депрессии на пласт. Поэтому естественно, что существует некоторая величина вскрытия, зависящая от параметров пласта и свойств газа и воды, при которой скважина дает максимальный безводный дебит.

На всех кривых зависимостей Q_пр от h (рис.4.13), построенных для изотропного и анизотропного пластов с неподвижным и подвижным ГВК, имеется точка, соответствующая максимальному значению Q_пр . Значение h в этих точках соответствует оптимальной величине вскрытия пласта. Величину h_вс,опт можно определить двумя способами: аналитическим и графоаналитическим.



При аналитическом способе неизбежны допущения, которые снижают точность искомой величины. Поэтому лучше определять оптимальную толщину вскрытия h_опт графоаналитическим методом.

Подъём ГВК в процессе разработки приводит к непрерывному уменьшению газонасыщеной толщины пласта Для заданного вскрытия пласта h_вс уменьшение во времени газонасыщенной толщины приводит к увеличению значения относительного вскрытия. Поэтому величина вскрытия, являющаяся в начале разработки оптимальной, становится неоптимальной (перемещается вправо от оптимума) и предельный, безводный дебит резко снижается. Это означает, что каждой текущей толщине газоносного пласта h(t) соответствует своя оптимальная величина вскрытия. При этом относительная величина оптимального вскрытия остается постоянной величиной (рис.4.15). С увеличением времени t, т.е. с уменьшением h(t), установленная вначале h_опт растет и стремится к h=1. При подъеме ГВК установленная вначале h_опт через некоторое время оказывается в обводненной зоне, и поэтому безводный дебит равняется нулю. Это означает, что каждой текущей толщине газоносного пласта h(t) соответствует своя оптимальная величина вскрытия. При этом для заданного пласта с неизменными, кроме толщины, параметрами оптимальная величина вскрытия при учете изменения h(t) остается постоянной, как это показано кривой 2 на рис. 4.15. Приведенные закономерности указывают на то, что необходимо синхронное с подъёмом ГВК уменьшение вскрытой толщины пласта с целью обеспечения оптимального вскрытия в течении всего периода разработки.

Увеличение Q_пр путём создания непроницаемого экрана. Создание непроницаемого экрана (рис. 4.16) между нижним интервалом перфорации и ГВК затрудняет прорыв в скважину конуса воды, вершина которого находится непосредственно подо дном. Уровень ГВК даже на небольшом расстоянии от ствола скважины намного ниже, чем непосредственно у ствола, что связано с распределением давления в пласте работающей скважине. Следовательно, создание искусственного непроницаемого экрана позволяет существенно снизить опасность обводнения, продлить продолжительность безводной эксплуатации скважины и увеличить саму величину дебита в несколько раз.



Материалы, из которых изготавливаются экраны. Специальные смолы

Размеры экрана. Характер изменения величины Q_пр, соответствующей оптимальной толщине вскрытия, от радиуса непроницаемого экрана R_п показан на рис 4.17. Видно, что изменение радиуса до 50м приводит к росту Q_пр в 8 раз. Наибольшее изменение Q_пр происходит в области изменения размера экрана до 10м. Далее темп роста Q_пр значительно снижается. Кроме того , при величине вскрытия, не превышающей половины толщины газоносного пласта, создание экрана больших размеров, кроме экономической нецелесообразности, приводит к потере энергии пласта. Поэтому целесообразно создавать перегородки радиусом не более 10м.

Толщина непроницаемого экрана практически не влияет на величину допустимой депрессии на пласт и на Q_пр. При небольшой толщине газоносного пласта толщину экрана можно свести к минимуму.

В неоднородных по мощности и по площади пластах возможно отклонение от цилиндрической формы экрана.


4.4.3.3. Одновременный приток газа и подошвенной воды к газовой скважине







При наличии подошвенной воды в процессе эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин наступает время, когда по различным причинам конус подошвенной воды прорывается в скважину и ее эксплуатация с одновременным отбором газа и воды становится необходимостью(рис.4.18). Так, например, при вскрытии пласта с подошвенной водой и превышении допустимой депрессии на пласт в процессе освоения и испытания скважин при одновременном вскрытии газо- и водоносного интервалов возникает необходимость одновременного отбора газа и воды. В некоторых случаях одновременный отбор газа и воды обусловлен геологическими характеристиками месторождения. В частности, при малых толщинах пласта и низкой продуктивности залежи, когда при ограниченной депрессии на пласт производительность скважины незначительна и не обеспечивает устойчивого режима ее эксплуатации, требуется эксплуатация с притоком пластовой воды. Определение дебитов газа и подошвенной воды с учетом параметров пласта в водо- и газоносной частях залежи и прогнозирование их на весь период разработки представляют большой практический интерес. Решение этой задачи в точной постановке сопряжено с большими математическими трудностями, так как физическая сущность задачи при ее математическом описании требует знания формы границы раздела, характера изменения фазовой проницаемости в обводненной зоне и др.

Как правило, при обводнении скважин с целью предотвращения дальнейшего роста притока воды снижают депрессию на пласт. В целом при остановке скважины происходит оседание образовавшегося конуса подошвенной воды. Однако после образования первого конуса воды периодические, остановки скважины не приводят к устойчивой безводной эксплуатации и, как правило, вторичный и последующие конусы образуются значительно быстрее, чем первый. По-видимому, это связано с поверхностными явлениями в газоносной области до обводнения и после него. Эксплуатация обводненных скважин осложняется еще и тем, что работа ствола скважины при значительном количестве пластовой воды может отрицательно влиять на закономерное обводнение газоносной части пласта подошвенной водой.

Закономерности при одновременном притоке. 1. Если вертикальная проницаемость k_в больше 0 и толщина газонасыщенной части пласта в остановленной скважине находится в пределах 0h_гh (h – толщина пласта), то при любой депрессии па пласт и любом вскрытии существует приток газа к скважине.

2. При k_в=0 и вскрытии только газоносной части пласта притока воды не будет, а наоборот, при вскрытии только водоносной части пласта не будет притока газа.

3. Над поверхностью ВВ₁ имеет место двухфазное течение.

4. При полном вскрытии газонасыщенной части пласта приток воды к скважине начинается при любой депрессии на пласт.

5. При неполном вскрытии газоносной части пласта начало притока воды в скважину соответствует депрессии, превышающей гидростатическое давление столба воды от нижнего интервала вскрытия до поверхности ГВК.

6. С уменьшением толщины газонасыщенной части пласта и увеличением депрессии дебит воды увеличивается.
4.4.3.3. Одновременный приток газа и нефти к газовой скважине, вскрывшей газонефтяной пласт
Создание депрессии на пласт при полном или частичном вскрытии только газонасыщенного или только нефтенасыщенного интервала, а также при одновременном вскрытии газо –нефтенасыщенного интервалов приводит к деформации границы раздела фаз. Вследствие того, что наибольшая крутизна кривых распределения давления газа имеет место в призабойной зоне можно предположить, что основное изменение газонасыщенной толщины при прорыве нефтяного конуса происходит в призабойной зоне. За пределами призабойной зоны изменение толщины газонасыщенной части пласта весьма незначительно.

Максимальная высота подъёма h_н газонефтяного контакта (ГНК) имеет место у стенки скважины. Величину этого подъёма можно оценить без учета капиллярных сил по законам гидростатики

, (4.2)

где _н , _г – плотности нефти и газа в пластовых условиях;  - коэффициент перевода высоты на Мпа; р – депрессия на пласт.

Допускается, что конус нефти не перекроет газонасыщенный интервал у стенки скважины, если созданная депрессия не приведет к превышению высоты подъема ГНК h_н над начальной толщиной газоносной области по деформации границы ГНК h_го . Для этого нужно соблюдать условие

, (4.3)






Увеличение высоты подъема нефти при газодинамических исследованиях от режима к режиму приводит к образованию выпуклости индикаторной кривой нефти, построенной в координатах р – Q_н (рис. 4.19). По мере увеличения h_н дебит газа уменьшается (рис.4.20), а дебит нефти увеличивается. При этом нарушаются индикаторные зависимости нефти и газа. Если в скважине, вскрывшей газонефтяные пласты, от режима к режиму увеличивается темп роста дебита газа, то это означает увеличение поверхности притока газа к скважине за счет прорыва газа через нефтеносную зону. Если это является следствием подтягивания конуса нефти к газоносной области, то происходит увеличение поверхности притока нефти. Естественно, что существуют и другие факторы, приводящие к увеличению темпа роста дебитов нефти и газа ( очищение призабойной зоны, подключения новых пропластков и т.д.), но при совместном притоке нефти и газа увеличение дебита одного из них обязательно приводит к уменьшению дебита другого. Поэтому на практике по характеру изменения дебитов нефти и газа на различных режимах можно определить, какая из фаз увеличивается за счет прорыва через зоны другой фазы.