ля покладів пластового типу небезпека обводнення свердловин, розташованих в приконтурних частинах поклади, оскільки процес обводнення приконтурних свердловин відбувається через горизонтальну проникність. Точне рішення проблеми обводнення свердловин підошовної водою практично неможливо [4].
До теперішнього часу запропоновано кілька методів визначення, так званого граничного безводного дебіту, забезпечуваного при підтримці в свердловині допустимої депресії на пласт. Однак постановочно такий підхід до питання експлуатації свердловин без обводнення допускає дуже велику неточність [11]. Безводні дебіти поточні будуть змінюватися в процесі розробки залежно від підйому ГВК, зміни властивості газу, води і пористої середовища, зміни газонасиченої товщини пласта, відносного розтину, пластового тиску і т.д. [3]
Для дослідження даної теми було розглянуто Среднеботуобінское родовище. Виходячи з технологічних даних для оцінки безводних дебітів, були обрані експлуатуючі свердловини СБТ - 156, СБТ - 163 і обводнення свердловина СБТ - 74 на улаханском горизонті. Основним критерієм для вибору свердловин, обгрунтований близькістю підошовних вод, що збільшує можливість обводнення свердловин. На малюнку 4 представлений геологічний розріз продуктивних пластів, в якому видно близькість вод.
Рис.4. Геологічний розріз продуктивних пластів
3. Методика розрахунку
свердловина пласт родовище поклад
1. Найбільш точний метод визначення безводного дебіту свердловини запропоновано З.С. Алієвим [3], де були вдосконалені і враховані деякі недоліки методів Б.Б. Лапука і І.А. Чарново [3].
Згідно з цією методикою, при заданому в привибійній зоні гіперболічному характері зміни товщини газоносного шару граничний безводний дебіт газовий свердловини визначається за формулою:
(1)
де - відносний радіус контуру харчування, визначається
;
? - в'язкість газу, мПас; Z - коефіцієнт сверхсжімаемості газу; Тпл - пластова температура, К; Qпр - граничний безводний дебіт свердловини, тис. М?/Добу; k - коефіцієнт проникності пласта, мкм ?; h - товщина пласта, м; Тст - стандартна температура, К; ? ат - щільність газу при атмосферних умовах, кг/м ?; Рат - атмосферний тиск, МПа; l - макрошереховатость фонтанних труб, м;
З достатньою для практики точність величину можна визначити:
(2)
де
(3)
? г,? в - відповідно щільності газу і води в пластових умовах, кг/м ?; g - прискорення вільного падіння, м/с?.
k 0 - коефіцієнт проникності, що визначається за формулою
(4)
де
(5)
А і В - коефіцієнти фільтраційного опору, що враховують ступінь розкриття пласта свердловиною, МПа 2сут/тис м? ; R вкв - радіус свердловини, мм.
Згідно з цією методикою граничний дебіт визначається за формулою:
(6)
де Q пр - це граничний безводний дебіт, м?/добу; Q * - безрозмірний безводний дебіт свердловини, що визначається за формулою:
(7)
За цим методом можна оцінити тільки поточний безводний дебіт свердловини.
4. Визначення безводної експлуатації свердловин Среднеботуобінского родовища на поточний період
За формулою (6) розраховувалися гранично безводні дебіти свердловин з вихідними даними, представленими в таблиці 1 для різних відносних розтинів.
Таблиця 1. Вихідні дані для розрахунку
ПоказателіСкважіниСБт - 156СБт - 163СБт - 74р пл, МПа12,4211,4812,29Т пл, К284284284А0,046290,012570,057074В4,2 * 10-83,3 * 10-71,6 * 10-7? отн 0,650,650,65R c 0,10,10,1R k 300350250h37,21213
При використанні формули (1) необхідно розрахувати відносні параметри:
. Відносне розтин пласта на поточний момент розробки родовища, визначається за формулою:
. Відносний радіус контуру харчування свердловини
3. За формулою (11) розраховуємо коефіцієнти фільтраційного опору:
. Щільність газу визначається за виразом:
. Використовуючи формулу (9) знаходимо коефіцієнт Джоуля - Томсона:
. Отримані значення, підставивши у формулу (4) отримуємо коефіцієнт проникності:
. Для визначення безрозмірного дебіту використовуємо ф...
