Рисунок 1 — Схема одновременного притока газа и подошвенной
воды к скважине
hг, hв —толщины газоносыщенной и
водонасыщенной частей пласта; kг, kв —горизонтальная
и вертикальная проницаемости
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 (рисунок 1).
Так, например, при вскрытии пласта с подошвенной водой и превышении допустимой депрессии на пласт в процессе освоения и испытания скважин при одновременном вскрытия газо- и водоносного интервалов возникает необходимость одновременного отбора газа и воды. В некоторых случая 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 водо- и газоносной частях залежи и прогнозирование их на весь период разработки представляют большой практически 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, характер
изменения фазовой проницаемости в обводненной зоне и др.
Как
правило, при обводнении скважин с целью предотвращения дальнейшего роста притока
воды снижаю 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 устойчиво
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 количеств пластовой воды может отрицательно влиять на
закономерное обводнение газоносной части пласта подошвенной водой.
Закономерности
при одновременном притоке.
1. Если вертикальная проницаемость kв
> 0 и толщина газонасыщенной части пласта в остановленной скважине находится
в пределах 0<hг <h (h— толщина пласта), то при любой депрессии па пласт
и любом вскрыта существует приток газа к скважине.
2. При kв = 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.
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 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 газонасыщенно части
пласта весьма незначительно.
Максимальная высота подъёма hн
газонефтяного контакта (ГНК) имеет место у стенки скважины. Величин этого
подъёма можно оценить без учета капиллярных сил по законам гидростатики
ΔP
= Рпл - Рз = hн g(pн - рг
)/п , (2)
где Рн, Рг
— плотности нефти и газа в пластовых условиях; п — коэффициент
перевода высоты на МПа; Δp -депрессия на пласт.
Допускается,
что конус нефти не перекроет газонасыщенный интервал у стенки скважины, если
созданная депрессия не приведет к превышению высоты подъема ГНК hн
над начальной толщиной газоносной области п деформации границы ГНК hго
. Для этого нужно соблюдать условие ΔP<hн g(pн-Pг)/ n, (3)
Рисунок 2 — Индикаторная линия для нефти, полученная при
эксплуатации скважины, вскрывшей газоносный пласт с нефтяной оторочкой
Увеличение высоты подъема нефти при газодинамических исследованиях от режима к режиму приводит образованию выпуклости индикаторной кривой нефти, построенной в координатах ΔP-Qи (рисунок 8). По мер увеличения hн дебит газа уменьшается (рисунок 2), а дебит нефти увеличивается. При этом нарушаются индикаторные зависимости нефти и газа.
Если в скважине, вскрывшей газонефтяные пласты, от режима к режиму увеличивается тем 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 происходи 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 и фаз увеличивается
за счет прорыва через зоны другой фазы.