Сеноманская залежь - месторождение
Cтраница 2
 |
Конструкции экспериментальных скважин и результаты их исследования. [16] |
В процессе опытно-промышленной эксплуатации уточняются конструкции скважин и технология добычи газа, режимы истощения пластов. Все это позволяет создать на втором этапе проект разработки, обеспечивающий надежный прогноз основных технологических и экономических показателей на весь период эксплуатации месторождения. В настоящее время создается такой проект разработки для сеноманской залежи месторождения Медвежье. [17]
Традиционно актуальны вопросы теории и практики разработки газовых месторождений при водонапорном режиме. Для эффективного исследования соответствующих прикладных задач необходимо решать двухфазные ( газ, вода) задачи в двух-и трехмерной постановках. Так решаются практически важные задачи, например, применительно к сеноманским залежам месторождений севера Тюменской области. [18]
Восстановление зависимости впр от S / I; и оценка по ней погрешности йпр требует бурения большого числа разведочных скважин, что неприемлемо для этапа предварительной разведки. Возможность получения удовлетворительных оценок ( опр при малом числе скважин N для сеноманских залежей севера Тюменской области была проверена следующим образом. Были сделаны экспериментальные оценки сопр с использованием информации о шпр по 12 скважинам сеноманской залежи месторождения Уренгой, равномерно расположенным по площади ( скв. Яас, которые были разбурены в первую очередь при разведке Уренгойской залежи. [19]
Наличие такой модели дает возможность более или менее достоверно прогнозировать поведение наземных газопромысловых систем при различных сценариях разработки месторождения. Глубина прогноза должна составлять примерно десять лет. В этой связи анализ опыта эксплуатации месторождения Медвежье и его обобщение применительно к другим сеноманским залежам месторождений Западной Сибири, в том числе и к Ямбургскому месторождению, может оказаться чрезвычайно полезным. Работа по созданию более полных математических моделей таких систем уже начата научно-техническими центрами Надымгазпрома и Уренгойгазпрома. Таким образом, в настоящее время необходимо стремиться к методологии разработки газовых залежей, более тесно взаимоувязанной с работой наземных газопромысловых систем. [20]
Анализ результатов измерений пластового давления в кустовых скважинах месторождения Медвежье показал, что различие пластового давления по мощности залежи значительно превышает расчетное для газодинамически единой залежи, принятой в проекте разработки. Наиболее высокие давления более пяти лет фиксируются в нижней пачке, наиболее низкие - в верхней, средние - в средней. При вскрытии в одной из кустовых скважин одновременно нескольких пачек в ней фиксируется давление несколько меньшее, чем при вскрытии нижней из них. Это указывает на то, что сеноманская залежь месторождения Медвежье разделяется по мощности не менее чем на три блока, разъединенных по всей площади их распространения породами с начальным градиентом давления или неколлекторами. При этом в разных частях залежи разница в текущих пластовых давлениях не остается постоянной между верхней и нижней, а также между средней и верхней или нижней пачками. Последнее позволяет считать, что и по площади каждая пачка на месторождении Медвежье делится на ряд блоков. [21]
Режим постоянного дебита скважин является наиболее выгодным, если его можно поддерживать длительное время, если увеличение депрессии на пласт при этом не приводит к осложнениям, если предприятие временно не имеет возможности бурить и обустраивать дополшггельное число скважин. Такой режим может быть временно использован и при условиях добычи коррозионно-актнвного газа, когда интенсивность коррозии связана со скоростью движения газа по стволу скважтшы с заданной конструкцией. При этом режиме конструкция скважины должна обеспечгаь вьшос твердых и жидких примесей с забоя и исключить возможность образования песчано-жидкостных пробок. Такой режим принят в основной массе скважин, вскрывших сеноманскую залежь месторождений севера Тюменской области. На этих месторождениях допустимая депрессия на пласт, обусловленная разрушением пргоабойной зоны, установлена в размере ДРЯОП0 5 МПа. [22]
Режим постоянного дебита скважин является наиболее выгодным, если его можно поддерживать длительное время, если увеличение депрессии на пласт при этом не приводит к осложнениям, если предприятие временно не имеет возможность бурить и обустраивать дополнительное число скважин. Такой режим можно временно использовать и при условиях добычи коррозионно-активного газа, когда интенсивность коррозии связана со скоростью движения газа по стволу скважины с заданной конструкцией. При этом режиме конструкция скважины должна обеспечить вынос твердых и жидких примесей из забоя и исключить возможность образования песчано-жидкостных пробок. Такой режим принят в основной массе скважин, вскрывших сеноманскую залежь месторождений севера Тюменской области. На этих месторождениях допустимая депрессия на пласт, обусловленная разрушением призабойной зоны, установлена в размере Дрдоп 0 5 МПа. [23]
Вопрос о границе между газовой и газоконденсатной залежью является дискуссионным. В настоящее время существуют тенденции включения в число газоконденсатных залежей газа с ничтожно малым количеством конденсата, что представляется неверным. Характерным в этом отношении является пример месторождения Медвежье в Тюменской области. Здесь в начальной стадии изучения сеном анской залежи наличие конденсата в газе не было замечено. Позже в процессе эксплуатации выяснилось, что в добываемом газе содержится до 0 3 см3 / м3 конденсата, наличие которого, несмотря на его ничтожное количество, вносит осложнения в работу газопроводов и очистных сооружений. Значит ли все это, что сеноманская залежь месторождения Медвежьего является газоконденсатной. [24]
Страницы: 1 2