Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 [ 136 ] 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217

1975 1980 1985 1990

Годы разработки

1995

УКПГ-5

У 1975 1980 1985 1990

Годы разработки

0,0012 g

- 0,0008 с

-j 0,0004 1995 I

УКПГ-6

1975

1980 1985 1990

Годы разработки

0,001 0,0008 I

0,0006

0,0004 1

Рис. 4.3. Динамика коэффициентов фильтрационных сопротивлений по годам (УКПГ-4-6)

По результатам этих исследований уточнены текущие значения фильтрационных коэффициентов. Характер их изменения во времени (рис. 4.2 - 4.5) показывает, что фильтрационные коэффициенты среднерасчетной скважины по УКПГ существенно не изменяются. Так, относительно приня-

1975

1980 1985 1990

Годы разработки

УКПГ-в

* 0,5

Ч 1978 то 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 Годы разработки

0,0016 3

0,0012 I 0,0008 Д

0,0004 Z ?

УКПГ-8а

0,005 \

1988 1989

1990 1991 1992 Годы разработки

1993 1994

Рис. 4.4. Динамика коэффициентов фильтрационных сопротивлений по годам (УКПГ-7, 8, 8а)

тых В проекте для расчетов показателей разработки несколько возросли коэффициенты А по УКПГ южной зоны.

Данное обстоятельство обусловлено двумя причинами. Первая связана с бурением и вводом в эксплуатацию дополнительного фонда, бурящегося.

1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 Годы разработки

Рис. 4.5. Динамика коэффициентов фильтрационных сопротивлений по годам (УКПГ-9)

как правило, на периферии основного эксплуатационного поля с худшими фильтрационно-емкостными и коллекторскими свойствами. Результаты исследований этой категории скважин по УКПГ-1 свидетельствуют, что коэффициенты фильтрационного сопротивления здесь на 46 % хуже, чем по основному фонду. Район вновь пробуренных скважин на УКПГ-9 также имеет значительно худшие фильтрационно-емкостные свойства. По результатам исследований дополнительных скважин, проведенных в 1994 г., коэффициенты А и (В -I- 0) равняются здесь

А = 0,986 • 10" МПа сут/тыс. м

(В-1-9) = 0,0044 • 10" (МПа сут/тыс. м).

Второй причиной ухудшения фильтрационных характеристик являются активные водопескопроявления, отмеченные в 1994 г. в 58 из 460 исследований и превышающие допустимые значения для условий работы компрессорных агрегатов дожимных компрессорных станций, - 2 мг/м.

Диапазон средних депрессий, выше которых количество песка выходит за допустимые концентрации, колеблется от 0,14 (УКПГ-1) до 0,43 МПа. Имеется связь между значениями предельных депрессий и текущей обводненностью различных эксплуатационных зон.

Как правило, для зон с большей обводненностью характерны меньшие значения предельных депрессий. В частности, результатами специальных газодинамических исследований, проведенных на Уренгойском месторождении, установлено, что для скважин, на забоях и в продукции которых отмечено повышенное содержание пластовой и конденсационной воды, значение предельной депрессии не превышает 0,1-0,15 МПа против средних значений для сухого коллектора 0,5 - 0,6 МПа. Аналогичный вывод получен при изучении прочностных характеристик сеноманских кернов. В результате установлено, что пластовая вода снижает их прочность в среднем на 80 %.

Данная тенденция во времени будет прогрессировать, ухудшая продуктивную характеристику эксплуатационных скважин и коэффициенты фильтрационных сопротивлений.

Не дает существенных положительных результатов с точки зрения