Opori-osveshenia.ru

Опоры освещения
1 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Технологический режим работы скважин

Технологический режим работы скважин.

Под установленным технологическим режимом скважин следует понимать совокупность основных параметров ее работы, обеспечивающих получение предусмотренных технологическим проектным документом на данный период отборов нефти, жидкости и газа и соблюдение условий надежности эксплуатации. Технологический режим скважин обеспечивает регулирование процесса разработки и характеризуется следующими основными параметрами:

а) пластовым, забойным и устьевым давлениями;

б) дебитом жидкости, обводненностью и газовым фактором;

в) типоразмерами установленного эксплуатационного оборудования и режимами его работы (конструкция лифта, глубина подвески и диаметр насоса, производительность, число качаний, длина хода, развиваемый напор и др.).

Технологические режимы работы скважин составляются цехами по добыче нефти, исходя из утвержденных норм отбора нефти, жидкости и газа, и утверждаются главным геологом и главным инженером нефтегазодобывающего предприятия. Одновременно с технологическими режимами составляется и утверждается план геолого-технических мероприятий по обеспечению норм отбора из эксплуатационного объекта. Технологические режимы скважин устанавливаются ежемесячно или один раз в квартал в зависимости от стадии разработки.

Ответственность за соблюдением установленных режимов несут мастер и начальник цеха (промысла) по добыче нефти.

Контроль за выполнением установленных технологических режимов работы скважин осуществляется геологической и производственно-технической службами нефтегазодобывающих предприятий.

Для наблюдения за режимом работы скважин устанавливаются контрольно-измерительная аппаратура и устройства для отбора устьевой пробы добываемой продукции. Обвязка скважин должна обеспечивать проведение комплекса исследований: индивидуальный замер дебита жидкости и газа, обводненности (эхометрирование, динамометрирование, спуск глубинных приборов и т.д.).

Материалы по режимам работы скважин подлежат анализу и обобщению:

а) цех по добыче нефти (нефтепромысел) проводит оперативный анализ выполнения установленных режимов, намечает план мероприятий по их поддержанию, утверждаемый главным инженером и главным геологом нефтегазодобывающего предприятия;

б) нефтегазодобывающее управление обобщает результаты анализа режимов по объектам разработки, площадям, способам эксплуатации и др. и отражает их в ежегодных отчетах.

Тема 6. Основные закономерности разработки залежей нефти

6.1 Динамика текущего пластового давления в процессе разработки. Заводнение залежи: преимущества и недостатки.

Пластовое давление в продуктивном пласте на какую-либо дату, устанавливающееся при работе практически всего фонда скважин называют текущимилидинамическим пластовымдавлением. Получение и анализ данных о текущем пластовом давлении в различных точках залежи и по залежи в среднем – важнейшая часть контроля за разработкой залежи.

Использовать для контроля за изменением пластового давления абсолютные его значения неудобно, поскольку значение начального пластового давления тесно связано с глубиной залегания пласта — оно увеличивается с возрастанием глубины. В процессе разработки на одних участках залежи давление может снижаться, на других возрастать. Рост давления после некоторого периода его снижения может быть обусловлен уменьшением отбора жидкости из пластов или искусственным воздействием на пласты.

Искусственное поддержание пластового давления достигается методами законтурного, приконтурного и внутриконтурного заводнения, а также закачкой газа в газовую шапку пласта.

Метод законтурного заводнения (рис.6.1.) применяют при разработке сравнительно небольших по размерам залежей.

Рис.6.1. Система разработки нефтяной залежи с законтурным заводнением: контуры нефтеносности: 1 — внешний, 2 — внутренний; скважины: 3 — нагнетательные, 4 — добывающие

Он заключается в закачке воды в пласт через нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности на расстоянии 100 м и более. Эксплуатационные скважины располагаются внутри контура нефтеносности параллельно контуру.

В результате заводнения приток воды к пласту увеличивается и давление и нефтяной залежи поддерживается на высоком уровне.

Метод приконтурного заводнения применяют на месторождениях с низкой проницаемостью продуктивных пластов в части, заполненной водой. Поэтому нагнетательные скважины располагают либо вблизи контура нефтеносности, либо непосредственно на нем (рис.6.2.)

Рис.6.2 Система разработки нефтяной залежи с приконтурным заводнением: контуры нефтеносности: 1 — внешний, 2 — внутренний; скважины: 3 — нагнетательные, 4 — добывающие

Метод внутриконтурного заводнения применяется для интенсификации разработки нефтяной залежи, занимающей значительную площадь.

Внутриконтурное заводнение представлено целым рядом разновидностей:

разрезание рядами нагнетательных скважин;

Выделяют несколько подвидов разрезания рядами нагнетательных скважин — разрезание на площади, блоковое и сводовое (центральное).

При заводнении с разрезанием эксплуатационного объекта на площади самостоятельной разработки разрезающие ряды располагают таким образом, чтобы выделить площади самостоятельной разработки, значительно различающиеся по геолого-промысловой характеристике (участки с разным количеством пластов в эксплуатационном объекте, с разной продуктивностью разреза, с различным характером нефтеводонасыщения и т. д.).

Читайте так же:
Асинхронный двигатель что это такое

Большое преимущество системы разработки с разрезанием объекта на площади — возможность начинать проектирование и разработку с площадей наиболее продуктивных и с наибольшими запасами.

Блоковое заводнение

При блоковом заводнении нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на полосы (блоки), в пределах которых размещают ряды добывающих скважин такого же направления. При вытянутой форме залежи ряды скважин располагают обычно перпендикулярно к ее длинной оси (рис.6.3). При «круговой» форме залежей, особенно с обширными площадями нефтеносности, направление рядов скважин выбирают с учетом зональной неоднородности продуктивных пластов — в крест выявленной по данным разведки превалирующей ориентации зон с повышенной мощностью (и, как правило, с повышенной пористостью и проницаемостью) коллекторов. В результате достигается пересечение всех зон, содержащих основную часть запасов нефти, линиями разрезания и, следовательно, обеспечение большего влияния в них закачки воды. При ином направлении блоков, принятом без учета данных о границах зон разной продуктивности, разрезающие ряды в значительной части могут оказаться на участках с пониженной проницаемостью пласта, что обусловит низкую приемистость значительной части нагнетательных скважин и отсутствие в части высокопродуктивных зон воздействия нагнетаемой воды.

Рис.6.3. Система разработки нефтяной залежи с блоковыми заводнением: 1 — контур нефтеносности; скважины: 2 — нагнетательные; 3 — добывающие

При разрезании залежи рядами нагнетательных скважин закачка воды в пласты производится через нагнетательные скважины, расположенные в пределах самой залежи рядами, называемыми разрезающими рядами или линиями разрезания.

Обычно все скважины разрезающего ряда после бурения непродолжительно эксплуатируются на нефть при возможно более высоких дебитах. Это дает возможность очистить призабойную зону пласта и снизить пластовое давление в ряду, т.е. создает условия для успешного освоения скважин под закачку воды. Затем скважины через одну осваивают под нагнетание, продолжая интенсивную добычу нефти из промежуточных скважин ряда. Это способствует перемещению нагнетаемой в пласт воды вдоль разрезающего ряда. После обводнения промежуточных скважин они также переводятся под закачку воды. При такой технологии освоения скважин разрезающего ряда вдоль него в пласте создается полоса воды.

Добывающие скважины при этой разновидности заводнения располагают в рядах, параллельных разрезающим рядам. Отбор нефти из добывающих скважин и продолжающееся нагнетание воды в скважины разрезающего ряда обусловливают расширение полосы воды, созданной вдоль ряда, и перемещение ее границ в направлении к добывающим рядам. Таким путем обеспечиваются вытеснение нефти водой и перемещение ее в пласте к добывающим скважинам.

Сводовое заводнение

При сводовом заводнении нагнетание воды осуществляется в скважины одного практически прямолинейного (рис.6.4) или кольцевого разрезающего ряда (рис.6.5.), расположенного в сводовой части залежи.

Рис.6.4. Осевое заводнение

Контуры нефтеносности: 1 — внешний; 2 — внутренний;

Скважины: 3 — нагнетательные, 4 — добывающие

Рис.6.5. Центральное заводнение

Контуры нефтеносности: 1 — внешний; 2 — внутренний;

Скважины: 3 — нагнетательные, 4 — добывающие

Эти разновидности заводнения применяют для пластов, геолого-физическая характеристика которых благоприятна для применения разрезания вообще. Рациональны они для залежей с умеренной площадью нефтеносности. Показания для применения  низкая проницаемость пластов или наличие экранирующего слоя под залежью, необходимость дополнить законтурное заводнение для усиления воздействия на центральную часть залежи.

Тут вы можете оставить комментарий к выбранному абзацу или сообщить об ошибке.

Технологические параметры процесса

Одной из основных задач инженеров-технологов при организации промышленного процесса является выбор оптимального технологического режима.

Технологический режим — совокупность технологических параметров, определяющих условия протекания процесса, эффективность которого оценивают технологическими, экономическими и экологическими показателями.

Технологические параметры (ТП) — измеряемые величины, определяющие состояние исходных веществ и условия проведения процесса. Их выбирают в зависимости от временной характеристики процесса.

Производственные процессы подразделяют на периодические и непрерывные.

При проведении периодического процесса определенную порцию сырья загружают в реакционный аппарат, в котором сырье проходит ряд стадий обработки, а затем выгружают все образовавшиеся продукты. Во время загрузки и выгрузки аппарат простаивает. Такой режим работы невыгоден, поскольку по сравнению с непрерывными процессами он связан с большими трудовыми и энергетическими затратами. Известные трудности вызывает и автоматизация производства.

Читайте так же:
Чем просверлить керамическую плитку на полу

Имеется ряд процессов, технология которых может быть осуществлена только при периодическом режиме (например, коксование каменных углей, работа ионообменных фильтров и т.д.).

При непрерывном процессе поступление сырья в реакционный аппарат и выпуск из него готового продукта происходят непрерывно в течение длительного времени.

Параллельно с основным процессом протекают вспомогательные механические и транспортные операции. Обязательным условием такого режима является согласованность во времени работы всего оборудования.

Если простои отсутствуют, то производительность труда уве- иичивается, интенсивность работы аппаратов повышается, а качество продукта улучшается.

Существуют ТП, которые применяют для разработки техно- иогического режима независимо от временной характеристики процесса: температура, давление, концентрации реагирующих веществ, дисперсность и состав твердых материалов, состав катализатора, интенсивность перемешивания.

Дополнительными параметрами, которые используют при работе в непрерывном режиме, являются расход сырья или реакционной смеси, пропускная способность оборудования, линейная скорость подачи сырья.

Расход реакционной смеси — это величина суммарного

технологического потока, проходящего через аппарат в единицу времени.

Различают расходы объемный, м3/ч:

где Кр*ас — расход реакционной смеси (м3 или кг) в единицу времени; Vug — объем и масса потока (м3 и кг) соответственно; т — время.

Пропускная способность оборудования — максимальный расход реакционной смеси.

Линейная скорость [м3/(с ¦ м2)1 — расход газа или жидкости при заданных условиях, отнесенный к единице площади поперечного сечения аппарата.

Объемная скорость [м3/(с ¦ м3)] — расход газа или жидкости, отнесенный к единице объема аппарата.

Выбор технологических параметров является одной из основных задач, решаемых при анализе схемы производства. С их помощью определяют оптимальный режим производств, обеспечивающий получение максимально высоких критериев эффективности процесса и экологических показателей.

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Технологический режим работы аппаратуры следует тщательно соблюдать, так как от этого помимо безопасности работы зависят производительность и срок службы аппаратов. В этом важнейшем деле аппаратчикам принадлежит ведущая роль. Аппаратчик должен внимательно следить за тем, чтобы давление в аппарате соответствовало температуре. Несоответствие между температурой и давлением указывает на неисправность важнейшего прибора-манометра. В этом случае необходима немедленная проверка давления контрольным манометром.  [16]

Технологические режимы работы МН на следующий год с целью обеспечения плановой перекачки нефти и определения плановых затрат электроэнергии на перекачку нефти разрабатываются из расчета работы МН 350 суток в году и не более 15 суток остановок или эквивалентного времени сниженных режимов работы в год.  [17]

Технологический режим работы проектных скважин относится к числу наиболее важных решений, принимаемых проектировщиком. Технологический режим работы, наряду с типом скважины ( вертикальная или горизонтальная), предопределяет их число, следовательно, наземную обвязку, а в конечном счете, капвложения на освоение месторождения при заданном отборе го залежи. Трудно найти проблему при проектировании, которая имела бы, как технологический режим, многовариантное и сугубо субъективное решение. В большинстве случаев отсутствуют какие-либо обоснованные критерии, превышение которых было бы нецелесообразно. Позже на примере обоснования технологических режимов работы в условиях разрушения пргоабойной зоны и наличия возможности обводнения скважин подошвенной водой будет показано, насколько условны принимаемые критерии технологических режимов работы скважин.  [18]

Технологический режим работы коксовых печей во все время коксования регулируется автоматически. При этом параметры процесса: температура в вертикалах, разряжение в регенераторах и коэффициент избытка воздуха, подаваемого в печь, постоянно поддерживается на среднем заданном уровне.  [19]

Технологический режим работы запорной арматуры с указанием диапазона перепада давления ( до и после арматуры), максимального рабочего давления, обязательности местного и дистанционного управления устанавливается на основании проектной документации.  [20]

Технологический режим работы стеклоформующей машины зависит от ее типа, и его устанавливают для каждой машины отдельно в зависимости от характера вырабатываемых на ней изделий.  [22]

Читайте так же:
Как пользоваться разводкой для пил

Часто технологический режим работы оборудования , находящегося в укрытии, непостоянен, в связи с чем изменяется и количество выделяющихся вредных веществ GyKp. Рассмотрим, как при этом меняется необходимая скорость v воздуха в отверстиях в стенках укрытия.  [23]

Технологические режимы работы добывающих газовых скважин составляют ежеквартально на основании данных текущей эксплуатации залежи, состояния ее разработки и результатов исследования скважин. В технологическом режиме устанавливаются дебиты скважин, забойное давление ( рабочая депрессия), давление и температура на буфере и затрубном пространстве, количество жидких компонентов ( конденсата, воды) и твердых примесей. При составлении технологического режима работы отдельных скважин учитывают различные технологические и технические ограничения.  [24]

Технологические режимы работы добывающих газовых скважин составляют ежеквартально па основании данных текущей эксплуатации залежи, состояния ее разработки и результатов исследования скважин. В технологическом режиме устанавливаются дебиты скважин, забойное давление ( рабочая депрессия), давление и температура на буфере и затрубном пространстве, количество жидких компонентов ( конденсата, воды) и твердых примесей. При составлении технологического режима работы отдельных скважин учитывают различные технологические и технические ограничения.  [25]

Технологический режим работы пароциркуляционных обесфеноливающих установок характеризуется следующими показателями.  [26]

Технологический режим работы центрифуги типа ОГШ регулируется изменением расхода суспензии и частоты вращения ротора.  [27]

Технологический режим работы газовых и газоконденсатных скважин зависит от множества факторов, связанных со структурой месторождения, характеристикой пористой среды и пластового агента, конструкцией скважин и техническими условиями эксплуатации скважинного и промыслового оборудования и др. За годы ускоренного развития газовой промышленности СССР разработано и предложено много методов и рекомендаций, посвященных установлению технологического режима работы газовых и газоконденсатных скважин в зависимости от различных факторов.  [28]

Технологический режим работы газовых и газоконденсатных скважин устанавливается и поддерживается в соответствии со сроками, указанными в проекте разработки для каждой скважины на месторождении, исходя из геологических и технологических условий.  [29]

Технологический режим работы имеющихся и проектных скважин устанавливается в зависимости от метода, степени и характера вскрытия пласта. Изменение продуктивной характеристики призабойной зоны в процессе проходки, освоения и эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин требует учета степени загрязнения и дальнейшего очищения призабойной зоны от бурового раствора, степени вскрытия пласта с учетом факторов, влияющих на нее, а также учета влияния характера вскрытия различными способами. В зависимости от различных геолого-технических факторов технологические режимы скважин в пределах одного месторождения выбираются по-разному. Учитывая, что основные вопросы вскрытия пласта при наличии подошвенной воды, возможности разрушения пласта и многопластовости будут рассмотрены в соответствующих главах данной работы, остановимся на основных факторах, влияющих на технологический режим работы скважин в зависимости от метода вскрытия.  [30]

технологический режим работы

3.62 технологический режим работы: Процесс, протекающий в технических устройствах объекта электроэнергетики, и состояние этого объекта (включая параметры настройки системной и противоаварийной автоматики).

Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации . academic.ru . 2015 .

Смотреть что такое «технологический режим работы» в других словарях:

Технологический режим работы энергосистемы — технологический режим работы процесс, протекающий в технических устройствах объекта электроэнергетики или энергопринимающей установки потребителя электрической энергии, и состояние этого объекта или установки (включая параметры настройки… … Официальная терминология

Оптимальный технологический режим работы газотранспортной системы — Оптимальный технологический режим работы газотранспортной системы: режим, при котором обеспечивается выполнение установленного объема транспортировки газа, закачки/отбора в подземные хранилища газа, поставки газа потребителям Российской Федерации … Официальная терминология

оптимальный технологический режим работы газотранспортной системы — 3.33 оптимальный технологический режим работы газотранспортной системы : Режим, при котором обеспечивается выполнение установленного объема транспортировки газа, закачки/отбора в подземные хранилища газа, поставки газа потребителям Российской… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

Технологический режим — Основные параметры, необходимые для осуществления различных операций технологических процессов подготовки поверхности, нанесения и сушки лакокрасочных покрытий Источник … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

Технологический режим бурения — ► operation drilling practices (technique) Сочетание в процессе бурения ряда основных условий работы долота и процессов, определяющих эффективность разрушения забоя скважины: ■ нагрузки на долото (осевое давление) ■ числа оборотов вращения долота … Нефтегазовая микроэнциклопедия

Читайте так же:
Шуруповерт деволт все инструменты

Технологический режим эксплуатации скважин — ► operating practices of well operation Совокупность ряда условий и норм, с помощью которых осуществляется рациональная эксплуатация скважин. Включает следующие элементы: ■ абсолютные величины дебитов нефти, газа, воды и эмульсии в данной… … Нефтегазовая микроэнциклопедия

Установленный технологический режим скважин — 6.3.1. Под установленным технологическим режимом скважин следует понимать совокупность основных параметров ее работы, обеспечивающих получение предусмотренных технологическим проектным документом на данный период отборов нефти, жидкости и газа и… … Официальная терминология

режим эксплуатации магистрального нефтепровода технологический — Режим работы нефтепровода, установленный в зависимости от технического состояния и заданной производительности трубопровода. [РД 01.120.00 КТН 228 06] Тематики магистральный нефтепроводный транспорт … Справочник технического переводчика

режим эксплуатации магистрального нефтепровода технологический плановый — Режим работы нефтепровода, установленный в зависимости от технического состояния и плановой производительности трубопровода. [РД 01.120.00 КТН 228 06] Тематики магистральный нефтепроводный транспорт … Справочник технического переводчика

режим эксплуатации магистрального нефтепровода технологический фактический — Режим работы нефтепровода, установленный в зависимости от технического состояния и фактической производительности трубопровода. [РД 01.120.00 КТН 228 06] Тематики магистральный нефтепроводный транспорт … Справочник технического переводчика

Технологический режим эксплуатации скважин месторождения Зеварды

Раджабов, С. Р. Технологический режим эксплуатации скважин месторождения Зеварды / С. Р. Раджабов, Г. Р. Базаров. — Текст : непосредственный // Молодой ученый. — 2015. — № 8 (88). — С. 292-294. — URL: https://moluch.ru/archive/88/16556/ (дата обращения: 14.12.2021).

Под технологическим режимом эксплуатации газовых скважин понимается поддержание на забое (устье) скважин или наземных сооружениях заданных условий изменения дебита или (и) давления, осуществляемых путем их регулирования и обеспечивающих соблюдения правил охраны недр, окружающей среды и безаварийную эксплуатацию скважин. С математической точки зрения режим эксплуатации скважин определяет граничные условия на забое (устье) скважин, знать которые необходимо для интегрирования уравнения фильтрации газа к скважинам при прогнозировании разработки месторождений природного газа.

Изучению технологического режима эксплуатации газовых скважин посвящены работы исследователей А. А. Брискмана, Г. А. Зотова, А. К. Иванова, А. Л. Козлова, Ю. П. Каратаева, Б. Б. Лапука, М.Маскета, Б. М. Минского. А. С. Смирнова, А. И. Ширковского и других.

Методика определения параметров технологического режима эксплуатации газовых скважин по методу последовательной смены стационарных состояний детально разработана и широко используется при проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений. Расчеты при этом сводятся к совместному решению уравнения истощения залежи и уравнения притока газа к забою с заданием в последнем определенных соотношений между забойным давлением и дебитом в зависимости от выбранного режима работы скважины.

В практике проектирования и разработки газоконденсатных месторождений наибольшую известность получили шесть технологических режимов эксплуатации скважин:

режим постоянного градиента на стенке забоя скважины;

режим постоянной депрессии на пласт;

режим постоянного дебита;

режим постоянной скорости фильтрации на забое скважины;

режим постоянного забойного давления;

режим постоянного давления на устье скважины.

При обосновании технологического режима эксплуатации учитываются природные и технологические факторы, а при его оптимизации –экономические критерии. В зависимости от этих факторов, с целью предотвращению разрушения породы, слагающей пласт, конусообразования, гидратообразования, уменьшения выпадения конденсата в пласте, увеличения пропускной способности системы сбора и подготовки газа, поддерживания заданного давления на входе и (или) выходе потребителя (ДКС, ГПЗ, магистральный газопровод), задается тот или иной из вышеперечисленных режимов работ скважин.

Наиболее широкое распространение в промысловой практике получил режим постоянной депрессии на пласт, критериями которого являются прежде всего предотвращения разрушения пород и (или) подтягивания конуса пластовой воды к забою скважины. Для месторождений Зевардинской группы эти критерии не являются определяющими из–за их природных особенностей. Действительно, карбонатные коллектора, слагающие залежи этих месторождений, выдерживают значительные депрессии на пласт (200 кг/см2 и выше), не разрушаясь при этом. Не отмечены также конусообразования, за более чем 20-ти летнюю эксплуатацию газовых скважин рассматриваемых месторождений.

Читайте так же:
Аккумулятор для шуруповерта bort

Как показывает многолетняя практика разработки, широкомасштабное освоение газоконденсатных месторождений, содержащих агрессивные компоненты (сероводород, углекислых газ) в составе пластового газа, технологический режим должен, при соблюдении прочих отмеченных выше ограничений, обеспечивать в первую очередь бескоррозионные условия эксплуатации скважин.

Результаты многочисленных промысловых и лабораторных исследований показывают, что при известных концентрациях агрессивных компонентов и влаги в добываемом газе, давлений и температуре существует некоторая скорость потока газа, превышение которой приводит к заметному увеличению скорости коррозии металла скважинного оборудования. В процессе этих исследований установлено, что при вводе в поток газа ингибитора скорость коррозии остается практически постоянной и незначительной в достаточно большом диапазоне изменения скорости газожидкостного потока. При дальнейшем увеличении скорости потока газа с определенного момента времени скорость коррозии резко возрастает и приближается к скорости в незащищенной ингибитором скважине. Величина предельной скорости потока газа зависит от многих факторов, преобладающими из которых являются термодинамические условия, состав газа, количество конденсата, наличие влаги и механических примесей.

При известной конструкции с постоянным диаметром фонтанных труб, своего максимального значения скорость потока добываемого газа достигает на устье скважины. То есть устье скважины наиболее подвержено опасности коррозии, и целесообразнее всего назначить ограничение на устьевую скорость потока газа. На основании выше изложенного, при проектировании разработки Зевардинской группы месторождении, технологический режим эксплуатации скважин был принят исходя из условия поддержания предельной скорости потока на устье -10 м/с. При этом обеспечивались максимально возможные дебиты газодобывающих скважин и соблюдались эффективная защита скважинного оборудования от коррозии и требования по охране недр.

Практика проектирования и разработки сероводородсодержащих месторождений свидетельствует, что при эксплуатации скважин в режиме постоянной скорости потока газа на устье скважины, величина рабочей депрессии на пласт и характер её изменения во времени в значительной мере зависят от фильтрационных характеристик вмещающих коллекторов. Разработка месторождений с плохими фильтрационными свойствами коллекторов протекает при более высоких депрессиях и резком снижении их во времени. В случае высоких фильтрационных свойств, эксплуатация скважин в режиме поддержания постоянной устьевой скорости потока газа протекает практически при постоянной депрессии на пласт. Действительно, результаты проектирования разработки месторождения Зеварды показывают, что за прогнозируемый срок промышленной разработки (25 лет), депрессия изменяется всего лишь от 11 до 10 кг/см2. Аналогичные результаты наблюдаются по другим месторождениям рассматриваемой группы.

В условиях опережающего эксплуатационного бурения, газовые скважины Зевардинской группы месторождений на практике эксплуатировались в режиме не превышения предельной устьевой скорости (10 м/с). После завершения эксплуатационного бурения ввод новых скважин прекратится и постоянный отбор газа можно будет обеспечивать только за счет поддержания постоянных дебитов скважин. Но, как следует из уравнения скорости потока газа на устье скважины, при постоянном дебите в процессе разработки скважины эта скорость возрастает. Поскольку происходит падение пластового давления и, если не предпринимать мер по интенсификации притока, депрессии на пласт будут расти, в падение устьевого давления происходит более интенсивно.

Uy = 0,52 *Тy * Zy *q (1)

В этих условиях необходимо контролировать скорость потока газа на устье скважины, чтобы она не превышала предельно допустимые значения.

Из вышеизложенного следует, что пока на Зевардинской группе месторождений имеются возможности по вводу новых скважин, наиболее обоснованным для них является режим поддержания предельно допустимой устьевой скорости (10 м/с). Затем, в условиях заданного постоянного отбора газа, по достижении постоянного фонда действующих скважин, их эксплуатация переводится на режим постоянного дебита. Но как отмечено выше, этот режим чреват превышением предельно допустимой устьевой скорости, что ставит под сомнение целесообразность поддержания заданного отбора газа. В этом случае необходимо либо снижать дебиты скважин и, соответственно, темпы отбора газа, или подобрать ингибиторы, обеспечивающие надежную защиту скважинного оборудования от коррозии при более высоких скоростях потока газа.

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector