Cтраница 2
Задача разработки существенно осложняется при необходимости отбирать газ из многопластового месторождения или группы месторождений рассматриваемой газоносной провинции. В этом случае приходится рассматривать очередность разработки отдельных пластов и месторождений, распределение отборов, возможности и способы совместной эксплуатации различных объектов. [16]
Задача разработки существенно осложняется при необходимости отбирать газ из многопластового месторождения или из группы месторождений рассматриваемой газоносной провинции. В этом случае приходится рассматривать очередность разработки отдельных пластов и месторождений, распределение отборов, возможности и способы совместной эксплуатация различных объектов. [17]
Технологическую схему разработки составляют на базе геологического обоснования первоначального подсчета запасов нефти, утвержденных ГКЗ СССР. В технологической схеме освещаются порядок ввода в разработку отдельных пластов и отдельных полей очень крупных залежей, плотность сетки скважин и методы воздействия на залежь. Устанавливаются следующие основные показатели разработки: 1) наиболее выгодный уровень добычи нефти; 2) темпы роста и время достижения наивысшего уровня добычи нефти; 3) длительность второй стадии разработки, характеризующейся более или менее стабильной добычей; 4) начало и конец третьей стадии разработки, в течение которой резко снижается добыча нефти и интенсивно растет обводненность продукции скважин; 5) продолжительность четвертой, завершающей стадии разработки; 6) накопленная добыча нефти в течение каждой стадии разработки; 7) динамика роста добычи воды; 8) темпы закачки воды на каждой стадии разработки; 9) темпы разбуривания на каждой стадии; 10) ожидаемое изменение эксплуатационного фонда скважин; 11) необходимое количество разведочных скважин для обеспечения эксплуатационного бурения разведанным фондом; 12) определение капитальных вложений и текущих эксплуатационных расходов на каждой стадии разработки; 13) себестоимость нефти на каждой стадии разработки и в целом за весь период разработки. [18]
В общем объеме ремонтных работ на газовых и газоконден-сатных скважинах истощающихся месторождений наибольшее место занимают работы по установке изоляционных цементных мостов. Особенно их количество велико на многопластовых месторождениях, когда разработка отдельных пластов или группы их осуществляется раздельно, что характерно для основных месторождений Краснодарского края. Установка же цементных мостов обычными методами при использовании в качестве рабочей жидкости глушения скважин двух - и трехфазных пен очень сложна и до настоящего времени практически не применима. [19]
При вскрытии единым фильтром многослойных пластов или нескольких пластов практически не ведется контроль за разработкой каждого из них. С этой точки зрения необходимо отметить, что вопрос широкого и успешного использования глубинных деби-томеров требует своего кардинального решения для обеспечения проведения наблюдений за разработкой отдельных пластов в скважинах такой категории раз в 1 - 2 года. [20]
Иногда смешение нефтей различного состава нежелательно, исходя из требований качества ( кондиций) добываемой продукции. Ввиду того, что при совместной разработке нескольких пластов усложняются условия эксплуатации и не всегда можно получить эффективные показатели, а методы регулирования сопряжены с капитальными затратами, решение о совмещении разработки отдельных пластов в едином объекте следует принимать на основе комплексного анализа результатов гидродинамических расчетов по прогнозу показателей разработки, возможностей методов контроля и регулирования, условий эксплуатации скважин и экономической эффективности разных вариантов совместной и раздельной разработки всех пластов месторождения. [21]
Разумеется, что без изучения опыта разработки месторождений и опыта проектирования сразу указать основные и промежуточные варианты весьма затруднительно. Поэтому изучение опыта разработки способствует существенному сокращению расчетных операций. Обычно при расчетах рассматриваются 2 - 3 основных варианта, 2 - 3 промежуточных варианта, направленных на возрастание добычи посредством увеличения числа добывающих и нагнетательных скважин, и 2 - 3 промежуточных варианта, ставящих целью сокращение капитальных вложений уменьшением числа скважин. Для крупных, многопластовых месторождений количество основных и промежуточных вариантов можно существенно увеличивать, так как, наряду с вариантами разработки отдельных пластов, должны рассматриваться варианты с объединением нескольких пластов в один объект разработки. [22]
При втором способе извлечение газа и газового конденсата из двух или более пластов выполняют одной скважиной. При этом значительно сокращается число скважин, а следовательно, и капитальные затраты и увеличивается дебит каждой скважины. При эксплуатации многопластовых месторождений одной скважиной наиболее часто применяют раздельный отбор газа из каждого пласта с использованием различных схем. Обязательным для любой из схем является применение пакеров. Уплотнение в пакере создают за счет применения уплотнительных колец из резины или фторопласта. Пакер закрепляют на резьбе между фонтанными трубами и вместе с колонной фонтанных труб опускают в скважину, оснащенную обсадными трубами. При раздельной эксплуатации применяют как одну, так и несколько колонн фонтанных труб, соответствующих числу пластов. Возможна эксплуатация нескольких пластов одной скважиной и без разделения пластов, когда газ из всех пластов поступает в скважину, перемешивается и по фонтанным трубам выходит на поверхность. Однако в этом случае невозможно контролировать и регулировать разработку отдельных пластов. [23]