Исследование скважин группы Б-2

К группе Б-2 относятся скважины, которые эксплуатируются с депрессией, превышающей допустимую. За счет этого в призабойной зоне скважины формируется конденсатная оторочка. Если изменить режим работы скважины, то изменится давление в районе оторочки, и она будет поглощать часть компонентов газа, проходящего через призабойную зону, либо отдавать часть растворенного в ней газа. В любом случае, пока не наступит фазовое равновесие между оторочкой и пластовым газом, в скважину будет поступать газ, не соответствующий пластовому. В зависимости от величины оторочки изменяется время наступления фазового равновесия. Если скважина постоянно находится в эксплуатации, то время наступления фазового равновесия, как правило, не превышает двух недель со дня изменения режима работы скважины.

Если скважина несколько месяцев находилась в резервном фонде (не эксплуатировалась), то после пуска ее в эксплуатацию время наступления фазового равновесия достигает двух-трех месяцев.

При большом потенциале С5+ (например, при 400 г/м3 и более) снижение пластового давления вызывает формирование оторочки из жидких углеводородов в зоне дренирования скважины.

Насыщенность порового пространства жидкими углеводородами может быть настолько большой, что изменение режима работы скважины будет вызывать нарушение фазового равновесия между оторочкой и пластовым газом, стабилизация которого может наступить только через два-три месяца.

В случае, если такая скважина несколько месяцев не работала, фазовое равновесие достигается через 7-8 месяцев после пуска ее в эксплуатацию. Если пластовое давление в зоне дренирования скважины в залежи с потенциалом С5+ 400 г/м3 и более снизится до значения, близкого давлению максимальной конденсации, насыщенность порового пространства жидкими углеводородами достигнет наибольшего значения. Остановка на несколько месяцев такой скважины может спровоцировать двухфазную фильтрацию. Во время остановки скважины произойдет выравнивание давления в депрессионной воронке за счет притока жирного газа с контура питания. Насыщенность порового пространства возрастет за счет разбухания жидких углеводородов, а пуск скважины в эксплуатацию вызовет пульсирующую двухфазную фильтрацию. При исследовании такой скважины можно заметить циклическое изменение ГКХ. Величина цикла достигает нескольких месяцев (4-6).

На поздней стадии разработки, перед обводнением, при исследовании скважины на газоконденсатность можно получить ГКХ, не отражающую истинного значения текущей ГКХ данной залежи. Результаты таких исследований нужно выбраковывать. Во внимание можно принимать только те результаты газоконденсатных исследований по контролю ГКХ, которые получены при соблюдении следующих условий:

1. Скважина эксплуатируется с большой депрессией (выше допустимой). В призабойной зоне сформировалась оторочка жидких углеводородов. Эксплуатация проходит в условиях равновесного насыщения призабойной зоны. За две недели (минимум) до газоконденсатных исследований на скважине следует установить режим, обеспечивающий МНД, не превышающий эффективности работы сепаратора, если потенциал С5+ меньше 400 г/м3 . Если потенциал С5+ превышает 400 г/м3, время работы скважины без изменения режима перед исследованием может достигать двух месяцев.

2. Скважина, которая эксплуатировалась с большой депрессией, несколько месяцев находилась в резервном фонде. После пуска скважины исследования с целью контроля за текущей ГКХ можно проводить через 2-3 месяца, если потенциал С5+ меньше 400 г/м3, и через 7-9 месяцев, если потенциал С5+ превышает 400 г/м3.



3. Если начальный потенциал С5+ превышал 400 г/м3, а давление в зоне дренирования скважины близко к давлению максимальной конденсации, исследования по контролю за текущей ГКХ можно проводить только когда скважина работает 2-3 месяца без изменения режима, даже если эксплуатация проходит с маленькой депрессией.

4. Если начальный потенциал С5+ превышал 400 г/м3, давление в зоне дренирования близко к давлению максимальной конденсации, скважина несколько месяцев находилась в резервном фонде, после пуска скважины в эксплуатацию возможно возникновение двухфазной фильтрации и такую скважину нецелесообразно исследовать на газоконденсатность с целью контроля за ГКХ.

5. Если скважина дренирует газоконденсатную залежь на поздней стадии разработки, начальный потенциал С5+ был больше 200 г/м3. В результате исследования получен утяжеленный, по сравнению с предыдущими исследованиями, конденсат: вероятно, что в ближайшее время эта скважина обводнится.

 

<== предыдущая лекция | следующая лекция ==>
Газоконденсатной скважины, затронувшей перфорацией нефтяную оторочку или линзу нефти | Исследование скважин группы Б-4


Дата добавления: 2017-04-20; просмотров: 10; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ


Поиск по сайту:

При помощи поиска вы сможете найти нужную вам информацию, введите в поисковое поле ключевые слова и изучайте нужную вам информацию.

Поделитесь с друзьями:

Если вам понравился данный ресурс вы можете рассказать о нем друзьям. Сделать это можно через соц. кнопки выше.
helpiks.org - Хелпикс.Орг - 2014-2017 год. Материал сайта представляется для ознакомительного и учебного использования. | Поддержка
Генерация страницы за: 0.018 сек.