Газовое месторождение - север - тюменская область
Cтраница 2
Продолжение строительства мощных газотранспортных систем в нашей стране связано с освоением газовых месторождений Севера Тюменской области. [16]
Отмеченное свидетельствует о целесообразности построения палеорельефа по данным сейсмических исследований при расчетах систем разработки газовых месторождений севера Тюменской области, в частности, вариантов расположения добывающих скважин. [17]
Условия цементирования обсадных колонн на многих месторождениях, разбуриваемых филиалом Тюменбургаз, а это практически все газовые месторождения севера Тюменской области, характеризуются разнообразием термобарических условий, от минусовых до высоких положительных; наличием горизонтов с аномально высоким пластовым давлением - АВПД и аномально низким пластовым давлением ( АНИД); проницаемость пластов - от нескольких единиц до сотен и тысяч миллидарси; литологический состав представлен породами с различным содержанием глинистости, карбонатности. [18]
 |
Изменение подъема контакта газ - вода по УКПГ-2. [19] |
Ниже в качестве примера приведены результаты прогнозных расчетов по определению предельно безводных дебитов скважин одной из УКПГ газового месторождения Севера Тюменской области. Предварительные расчеты по изменению коэффициентов фильтрационного сопротивления а и b в процессе разработки приведены в табл. 6.3. Расчеты выполнены по формуле для изотропного пласта с использованием контрольных измерений h t), а затем воспроизведением истории разработки месторождения с помощью геолого-математической модели участка каждого УКПГ с учетом их взаимодействия. [20]
Если эта гипотеза верна, то указанное открывает широкую перспективу использования метода при выборе местоположения добывающих скважин в зонах ожидаемо большей продуктивности ( палеодолинах) на других газовых месторождениях севера Тюменской области, также приуроченных к сеноманским отложениям. По мнению авторов данной работы, единственным критерием, позволяющим с достаточной уверенностью принять или отбросить указанную гипотезу, является тщательный практический анализ удельной продуктивности скважин Медвежьего месторождения ( как наиболее разбуренного) по результатам их промысловых исследований. [21]
 |
Карта палеорельефа продуктивных отложений месторождения Медвежье. / - ГВК. 2 - палеодолины. 3 - палеоводоразде-лы. 4 - зоны расположения добывающих скважин. [22] |
Если эта гипотеза верна, то указанное открывает широкую перспективу использования метода при выборе местоположения добывающих скважин в зонах ожидаемо большей продуктивности ( палеодолинах) на других газовых месторождениях севера Тюменской области, также приуроченных к сеноманским отложениям. [23]
При проектировании систем разработки нефтяных и газовых месторождений одним из критериев при выборе оптимальных решений является величина среднего периода безводной эксплуатации скважин. Для газовых месторождений севера Тюменской области это было учтено при выборе интервалов перфорации скважин. Например, на месторождении Медвежье рекомендовано интервалы перфорации скважин удалять от ГВК ( по вертикали) на 15 - 30 м, исходя из опыта эксплуатации других газовых месторождений с подошвенной водой. [24]
 |
Оценка количества попутно добываемой пластовой воды в скв. 213 на 18 - й год разработки Медвежьего месторождения ( III ГСМ. [25] |
При проектировании систем разработки нефт яных и газовых месторождений одним из критериев при выборе оптимальных решений служит средний период безводной эксплуатации скважин. Для газовых месторождений севера Тюменской области это было, учтено при выборе интервалов перфорации скважин. Например, на Медвежьем месторождении рекомендовано интервалы перфорации скважин удалять от ГВК ( по вертикали) на 15 - 30 м, что было принято условно исходя из опыта эксплуатации других газовых месторождений с родственной водой. [26]
В расчетах фигурирует понятие о среднем пластовом давлении в залежи. На газовых месторождениях севера Тюменской области средние пластовые давления в разных участках месторождения различаются существенно. Оценки обводнения при этом следует проводить индивидуально для каждого блока. При расположении скважин в купольной части структуры, что характерно для месторождения Медвежье, среднее пластовое давление по условной зоне дренирования отличается от пластовых давлений в центральной и периферийной частях рассматриваемой зоны. [27]
 |
Схема размещения скважин по неравномерной сетке. [28] |
На сетку размещения добывающих скважин влияют поверхностные условия. На газовых месторождениях севера Тюменской области лимитирующим фактором в определенной мере служит заболоченность части территории промысла. [29]
На сетку размещения добывающих скважин влияют поверхностные условия. На газовых месторождениях севера Тюменской области лимитирующим фактором в определенной мере служит заболоченность части территории промысла. Аналогична ситуация на Астраханском месторождении. [30]
Страницы: 1 2 3 4