Газовое месторождение - север - тюменская область
Cтраница 3
 |
Схема размещения скважин по равномерной сетке.| Схема размещения скважин в виде кольцевых батарей. [31] |
На сетку размещения эксплуатационных скважин в некоторых случаях влияют поверхностные условия. На газовых месторождениях севера Тюменской области лимитирующим фактором в определенной мере служит заболоченность части территории промысла. [32]
Распределение водонасыщенности позволяет оценить прогнозные значения коэффициентов, определяющих газоотдачу при упру-говодонапорном режиме. Возможность проведения подобных оценок для газовых месторождений севера Тюменской области повышает практическую значимость предложенной методики. Это объясняется тем, что весь комплекс расчетных методов обводнения газовых залежей сводится в основном к прогнозу коэффициентов их промышленной газоотдачи и, как следствие, к выбору наиболее оптимальных вариантов разработки и корректировке принятой системы разработки для получения максимального коэффициента конечной газоотдачи. [33]
В табл. 4.11 приведены погрешности определения промысло-во-геологических параметров на стадии первого подсчета запасов в условиях модели их случайного размещения. Последнее обеспечивало возможность сравнения погрешностей оценки параметров сеноманских газовых месторождений севера Тюменской области с погрешностями параметров залежей в других регионах. [34]
Значительный удельный вес в общем объеме капитальных вложений занимают затраты на дороги. В этой связи важное значение при проектировании раз-работки газовых месторождений Севера Тюменской области приобретает определение оптимальных путей и направлений, способствующих максимальному сокращению затрат на дороги. При этом в, первую очередь необходимо обеспечить сокращение их общей протяженности за счет рационального размещения скважин и УКПГ. [35]
Одной из важнейших задач, стоящих в данный момент перед работниками газовой промышленности, является повышение конечного коэффициента газоотдачи на газовых и гавоконденсатных месторождениях. Особенно насущной эта проблема является для крупных месторождений типа газовых месторождений Севера Тюменской области, где даже незначительное в процентном отношении повышение газоотдачи приводит к ее существенному увеличению в абсолютных значениях. [36]
Однако это решение требует значительных затрат труда и его целесообразно проводить при достоверной исходной информации. Ниже изложен упрощенный способ определения оптимального числа УКПГ применительно к условиям разработки газового месторождения севера Тюменской области. [37]
Для практических расчетов по этим методам необходима подробная информация о геологическом строении пласта и законтурной водоносной области. Как правило, получить такую информацию в полном объеме трудно, особенно для газовых месторождений севера Тюменской области при центрально-групповом расположении добывающих скважин. [38]
Проектные и конструкторские решения в процессе обустройства Уренгойского месторождения постоянно совершенствуются с целью повышения степени индустриализации строительства. В проектах УКПГ-7-УКПГ-9 воплощен десятилетний опыт проектирования и строительства подобных установок для освоения сеноманских залежей газовых месторождений севера Тюменской области. В этих проектах применена гликолевая осушка газа с использованием более компактного и производительного технологического оборудования, что позволило снизить строительный объем главного корпуса на 30 % и разместить в нем 16 технологических линий. [39]
При достаточной однородности пласта по коллекторским свойствам и значительном превышении площадных размеров месторождения над вертикальными решение двухмерных задач фильтрации реального газа дает вполне удовлетворительные результаты. Действительно, размеры сеточного блока по горизонтали принимаются равными 1X1 км, и именно совокупностью таких блоков моделируются в настоящее время, например, газовые месторождения севера Тюменской области - Медвежье и Уренгойское. Поэтому при эффективных толщинах, составляющих 50 - 70 м в сводовой части месторождений, затруднительно уловить эффекты, связанные с трехмерностью течения флюида. [40]
Разработка экономически целесообразных путей эффективного использования огромных ресурсов природного газа северотюменских месторождений становится актуальной народнохозяйственной проблемой. Наряду с поиском путей интенсификации трубопроводного транспорта газа одним из важных направлений является приближение энергоемких производств, базирующихся на углеводородном сырье, к районам газовых месторождений севера Тюменской области. К числу перспективных и многотоннажных производств, требующих расхода больших количеств природного газа, в первую очередь можно отнести производства метанола, аммиака, синтина и этилена. Транспорт метанола и аммиака возможно осуществлять по специальным трубопроводам, что по объему капиталовложений и затратам металла в 2 - 4 раза выгоднее транспорта природного газа. [41]
Как правило, в геологических материалах проекта приводятся значения общей и эффективной толщин. При этом под эффективной толщиной понимаются толщины, имеющие сравнительно высокие проницаемости. Так, например, практически на всех газовых месторождениях севера Тюменской области, приуроченных к сеноманским отложениям, эффективная толщина примерно на 30 % меньше общей газоносной толщины этих месторождений. При этом указанные 30 % толщин принято считать как пропластки с большой загтшготфованностью, хотя ни в одном проекте не отмечено, что эти пропластки являются экранирующими и потому темпы падения давления над и под этими пропла-сткамн отличаются. В проекте должно быть приведено изменение толщины, а точнее эффективной толщины пласта по площади структуры. Такие данные могут и должны быть представлены в виде карт равных мощностей пласта. Эти данные должны быть заложены в основу расчетов производительности нефтяных и газовых проектных эксплуатационных и нагнетательных скважин. [42]
Практически не исследовались вопросы обводнения залежи и скважин при наличии объемной неоднородности пласта по коллекторским свойствам. Изучение этих вопросов особенно важно в настоящее время, так как продуктивные толщи газовых месторождений севера Тюменской области, имеющие сходное строение, представляют собой чередование плоховыдержанных проницаемых и непроницаемых про-пластков. Образуя массивную, гидродинамически единую залежь, эти пропластки существенно влияют на динамику продвижения воды в газонасыщенную область. [43]
При анализе геологического строения водоносной части сеномана с учетом опыта разработки аналогичных месторождений ( Медвежье, Уренгой, Вынгапур) отмечено, что процесс разработки газовых залежей сопровождается внедрением пластовых вод в продуктивные отложения. Практика показывает, что если к одной водонапорной системе приурочен ряд залежей, то разработка их происходит в условиях взаимодействия. В течение первых лет разработки ( от 3 до 5 лет) на всех газовых месторождениях севера Тюменской области начинает проявляться упруговодонапорный режим работы залежи. [44]
При анализе геологического строения водоносной части сеномана с учетом опыта разработки аналогичных месторождений ( Медвежье, Уренгой, Вынгапур) отмечено, что процесс разработки газовых залежей сопровождается внедрением пластовых вод в продуктивные отложения. Практика показывает, что если к одной водонапорной системе приурочен ряд залежей, то разработка их происходит в условиях взаимодействия. В течение первых лет разработки ( от 3 до 5 лет) на всех газовых месторождениях севера Тюменской области начинает проявляться упруговодонапорный режим работы залежи. На момент ввода Ямбургского месторождения в разработке уже длительное время находились соседние месторождения-гиганты Уренгой и Медвежье, которые приурочены к единой водонапорной системе. В связи с этим специалистами ВНИИГАЗа при участии P.M. Тер-Саркисова сделана оценка влияния их разработки на Ямбургское месторождение. [45]
Страницы: 1 2 3 4