Материал: Влияние изменения толщины газоносного пласта в процессе разработки газового месторождения
Рис.8. Динамика накопленной добычи газа и вторжения воды в залежь
Рис.9. Зависимость изменения безводного дебита с падением пластового
давления
Заключение
Исходя из произведенных расчетов и полученных данных, в соответствии с поставленной целью, были с сделаны следующие выводы:
. Технологический режим эксплуатации газовых при наличии подошвенной воды, их предельные безводные дебиты определяются приближенно. Метод Алиева З.С. наиболее близка к истинным значениям скважин, так как этот метод, более объективно описывает процесс изменения предельно безводного дебита в зависимости от степени вскрытия пласта и величины допустимой депрессии на пласт. Полученные значения хорошо согласуется с реальными значениями Среднеботуобинского месторождения.
2. Согласно по методике, существует некоторое вскрытие, при котором предельно безводный дебит становится максимальным. Для скважины СБт-74 при относительном вскрытии равной hотн=0,4 максимальный безводный дебит скважины СБт - 74 равно 188 тыс. м³/сут, но в данное время относительное вскрытие скважины составляет 0,9, тогда как предельно безводный дебит скважины ограничен до 58,74 тыс.м³/сут, но при этом скважина эксплуатировалась с суточным дебитом равной 98,5 тыс. м³/сут, что привело к прорыву подошвенной воды. В текущий момент относительное вскрытие скважины СБт - 156 составляет hотн = 0,2, при этом вскрытии предельный безводный дебит равен Qпр = 352,43 м³/сут. В данное время скважина эксплуатируется суточным дебитом Q = 34 тыс. м³/сут, что обеспечивает безводную эксплуатацию скважины. Из полученных данных, видно, что скважина СБт-163 тоже эксплуатируется в безводном режиме при текущем относительном вскрытии равной hотн =0,5 предельно безводный дебит составляет Qпр = 160 м³/сут.
. Для того, чтобы скважины не обводнялись в процессе разработки, необходимо синхронно изменять рабочий дебит скважины с учетом изменения относительного вскрытия пласта hотн.
Список использованной литературы
1. Показатели технологической схемы разработки Среднеботуобинского газоконденсатного месторождения 2008 гг. [Текст]:отчет о НИП/Закрытое Акционерное Общество "КрасноярсГеофизика", -Красноярск, 2008. - 335 с
2. Шакиров А.Б. Отчет "Технологическая схема разработки Центрального и Северного блоков Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения", - Мирный, 2004. - 265с.
3. Алиев P. C., Мараков Д.А. Разработка месторождений природных газов: Учебное пособие для вузов. - М.: МАКС Пресс, 2011. - 340 с.
4. Правила разработки газовых и газоконденсатных месторождений [Текст]: утв. Госгортехнадзором СССР 06.04.1970. - М.: Недра, 1971. - 104 с.
5. Вяхирев Р.И., Гриценко А.И., Тер-Саркисов Р.М. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. - М.: "Недра-Бизнесцентр", 2002. - 880 с.
6. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Каштанов В.С. и др. Нефтегазопромысловое оборудование: Учебник для ВУЗов. - М.: "ЦентрЛитНефтеГаз", 2006. - 720 с.
. Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований; НИЦ "Регулярная и хаотическая динамика"; Удмуртский госуниверситет, 2008. - 720 с.
. Мищенко И.Т., Сахаров А.В., Грон В.Г., Богомольный Г.И. Сборник задач по технологии и техники нефтедобычи. - М.: Недра, 1984 г. - 272 с.
9. Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти. - М.: Издательство "Недра", 1969 г. - 116 с.