Северо-ставропольское месторождение

Cтраница 4

К сожалению, ни скорость, ни расход потока в этих условиях не могут быть получены с достаточной точностью. Имеющиеся оценки времени образования крупных залежей типа хадумской на Северо-Ставропольском месторождении - 4 - Ю5 лет [ Корцен-штейн, I960 ] - представляются нам явно завышенными. [46]

Изменение во времени глубины Др депрессионной воронки. [47]

На рис. 98 показана последовательность увеличения разбуренной площади газоносности на Северо-Ставропольском месторождении. Кроме того, во время сокращения сезонного потребления газа летом 1963 г. были выключены из эксплуатации 45 скважин центральной зоны. [48]

Из анализируемых 90 месторождений 25 введено в разработку ( без ОПЭ) после утверждения запасов ГКЗ, 30 месторождений после разведки до некоторой ( различной по разным месторождениям) степени изученности параметров введено сначала в ОПЭ, а затем в разработку, 13 месторождений разведано до утверждения запасов ГКЗ и законсервировано ( из-за отсутствия газопроводов), 20 месторождений после составления проектов ОПЭ ожидают обустройства ( после завершения разведочных работ) и, наконец, 15 месторождений находятся еще в разведке. Необходимо отметить, что по многим месторождениям ( залежь зеленой свиты Северо-Ставропольского месторождения, Староминское, Ленинградское месторождения и др.), введенным в разработку после утверждения запасов ГКЗ, в процессе разработки существенно изменились представления о запасах, эксплуатационной характеристике пласта, вследствие чего первые 2 - 3 года разработки ( до 4 - 5 лет) можно приравнять к ОПЭ. [49]

Как отмечено в [280], преимущество уравнения (4.9) состоит в том, что в данном случае не надо искать решение в многосвязной области, а граничное условие задается только на границе пласта. Такой подход был использован для приближенного решения задачи отыскания распределения давления по площади Северо-Ставропольского месторождения, и результаты расчета даже при очень грубой схематизации оказались близкими к результатам промысловых наблюдений. [50]

По коллекторским свойствам продуктивные пласты месторождений Северного Кавказа можно классифицировать на высоко -, средне - и низкопроницаемые. К высокопроницаемым ( проницаемость более 500 мД, дебиты скважин превышают 500 тыс. м3 / сут) относится лишь одно Северо-Ставропольское месторождение. Большинство залежей приурочено к среднепроницаемым пластам. К ним относятся почти все залежи меловых и юрских отложений, а также некоторые залежи из маикопско-хадумских отложений и зеленой свиты. Проницаемость коллекторов этой группы колеблется от 20 - 50 до 300 - 500 мД, а дебиты скважин таких месторождений достигают 500 тыс. м3 / сут. Низкопроницаемые коллекторы расположены в основном в третичных отложениях ( понт, сармат, караган-чок-рак, Майкоп, хадум) и частично в нижезалегающих меловых и юрских системах. Проницаемость таких коллекторов не превышает 10 - 15 мД, а дебиты скважин менее 25 тыс. м3 / сут. [51]

ВНИИГАЗом для Северо-Ставропольского месторождения были разработаны: технология эксплуатации скважин одновременно по лифтовым колоннам и кольцевому межтрубному пространству, технология эксплуатации скважин в условиях разрушения призабойной зоны и автоматические системы для эксплуатации скважин Ласточка для реализации этих технологий. Системами Ласточка были оборудованы более 40 скважин, они обеспечили нормальную работу скважин одновременно по лифтовым колоннам и кольцевому межтрубному пространству до окончания разработки Северо-Ставропольского месторождения в 90 - х годах. Системы Ласточка-73 успешно применялись на Газлинском и Шебелинском месторождениях. [52]

Оборудованные плунжерным лифтом обводненные газовые скважины Войвожского месторождения ( Ухта) и месторождений Ставропольского края значительно повысили свою производительность. Так, на Сенгелеевском месторождении после оборудования одной из скважин плунжерным лифтом производительность ее увеличилась с 8 до 24 тыс. м3 / сутки, на Северо-Ставропольском месторождении производительность ряда скважин возросла на 20 - 30 % - Хорошие результаты получены на Нибельском ( Ухта) месторождении. [53]

К ним относятся почти все залежи, приуроченные к меловым и юрским горизонтам. К низкодебитным ( до 25 тыс. м3 / сут) относятся газовые залежи, залегающие на небольших ( до 1000 м) глубинах: Тахта-Кугультинское, Синявское и другие. Только Северо-Ставропольское месторождение является высо-кодебитным. [54]

Для оценки достоверности этого вывода рассмотрим данные исследования скважин месторождений Уренгойское, Ямбургское, Чиренское ( Болгария), Се-веро - Ставропольское. Следует подчеркнуть, что принятые в расчетах [ 32а ] значения коэффициента р практически не встречаются на реальных месторождениях. Наибольшее значение коэффициента для Северо-Ставропольского месторождения получено на скв. [55]

Страницы: 1 2 3 4