Расположение - эксплуатационная скважина
Cтраница 2
Очевидно, что внедрение рекомендации предыдущего пункта приведет к максимизации коэффициента допрорывной конденсатоотдачи, но ухудшит технико-экономические показатели процесса рециркуляции. Расположение эксплуатационных скважин в зонах пласта с плохими коллекторскими свойствами приводит к получению низких дебитов, большого потребного числа скважин. Интенсификация отбора газа из скважин, дренирующих зоны пласта с ухудшенными коллекторскими свойствами, будет характеризоваться низкими забойными и устьевыми давлениями. Поэтому возможен проигрыш в потребных мощностях ДК. [16]
Считается, что в этом случае за счет разности плотностей сухого и жирного газов можно достичь увеличения коэффициента охвата. Однако расположение эксплуатационных скважин на периферии вследствие неравномерности дренированиЛ - по толщине и неоднородности пласта по коллекторским свойствам может привести к преждевременному их обводнению. Размещение же нагнетательных скважин на периферии создает барьер давления, который препятствует поступлению воды в залежь. [17]
ДЕПРЕССИОННАЯ ВОРОНКА пластовых давлений - воронкообразная пьезометрич. Формируется под влиянием концентрированного расположения эксплуатационных скважин в отд. [18]
Анализ давления по наблюдательным скважинам показывает, что темп его снижения во времени соответствует темпу падения пластового давления в эксплуатационном поле соответствующих УКПГ. Разница давлений между зонами расположения эксплуатационных скважин и давлениями в наблюдательных скважинах на протяжении всего анализируемого периода имеет практически постоянную величину, колеблющуюся от 0 34 МПа по району УКПГ-3 до 2 26 МПа по району УКПГ-9, и зависит от расстояния между наблюдательной скважиной и зоной эксплуатационного бурения, т.е. от расположения на профиле соответствующей депрессионной воронки. [19]
Для месторождений севера Тюменской области большое значение имеет выбор рациональной схемы размещения скважин. Для таких залежей наиболее целесообразным является батарейно-кустовое расположение эксплуатационных скважин. Оно упрощает и значительно удешевляет систему промыслового обустройства, обслуживание скважин в процессе эксплуатации, снижает затраты на бурение скважин, а также способствует сокращению протяженности всех газосборных коммуникаций и дорог, что в свою очередь приводит к повышению надежности работы технологического оборудования и промысла в целом в условиях Севера. [20]
Среднеарифметические величины параметров, выведенные на основе статистической обработки данных скважин, как правило, являются завышенными. Последнее объясняется особенностями разработки платформенных залежей, расположением эксплуатационных скважин преимущественно в присводовой части поднятия в зоне внутреннего контура нефтеносности с максимальными нефтенасыщенными мощностями пластов и наибольшим нефтенасыщением объема перового пространства. [21]
 |
Ямбургское месторождение ( сеноман. Текущая газоотдача К с учетом добуривания. [22] |
При использовании модели, основанной на методе материального баланса, целесообразно использовать дренируемые запасы газа. Для Анерьяхинской площади дренируемые запасы газа были оценены из условий расположения эксплуатационных скважин в зоне, ограниченной 30-метровой линией изопахит. Фильтрационные коэффициенты получены на основании статистической обработки результатов исследования эксплуатационных скважин и являются средними для эксплуатационной зоны каждой УКПГ. В случае расположения дополнительных эксплуатационных скважин, не входящих в эту зону, необходимо фильтрационные коэффициенты для этих скважин определять по графикам зависимости их от изменения изопахит. [23]
Сложность взаимодействия между собой эксплуатационных скважин не позволяет устанавливать такие зависимости для каждой скважины в отдельности. Но определение их для всего водозабора в целом с учетом суммарного водоотбора и неизменной площади расположения эксплуатационных скважин представляет несоменнный интерес, так как позволяет определить изменения фильтрационных свойств с глубиной, оценить изменчивость восполнения и роль появляющихся со временем границ. Особенно важно это устанавливать для водозаборов, эксплуатирующих грунтовые воды в трещиноватых и закарстованных отложениях, в напорных горизонтах в случае, когда уровни этих вод снижаются ниже кровли водоносного пласта, а также в ограниченных в плане пластах. [24]
Проведенное в последующие годы перераспределение отборов газа между южной, центральной и ныдинской зонами способствовало постепенному выравниванию пластовых давлений по площади газоносности. Профиль распределения пластового давления сохранял свою конфигурацию до 1982 г. В феврале 1982 г. между зонами расположения эксплуатационных скважин УКПГ-8 и УКПГ-9 была пробурена скв. Замеры в феврале 1982 г. показали, что пластовое давление в этом районе составляло 10 6 МПа и было значительно выше, чем в районах эксплуатационных скважин на УКПГ-9 и УКПГ-8. [25]
В результате расчетов на геолого-газодинамической модели месторождения установлен характер распределения плотности запасов по площади в процессе разработки. Сравнение результатов расчетов на различные даты при разных вариантах отборов показывает, что наиболее ощутимо уменьшается плотность запасов в зонах расположения эксплуатационных скважин. [26]
Проведенные промысловые исследования и теоретические расчеты показывают, что темп охлаждения пласта значительно отстает от темпа продвижения фронта нагнетаемой холодной воды. Следовательно, при равномерном стягивании водонефтяного контура температура пласта в эксплуатационных скважинах сохранится на первоначальном уровне и опасность выпадения парафина в нефтяном пласте в зоне расположения эксплуатационных скважин исключается. Однако возможна опасность выпадения парафина в зоне охлаждения пласта. [27]
Поэтому появилась необходимость в разработке такого метода оценки запасов газа, при котором используются данные об изменении давления непосредственно в эксплуатационных скважинах. Принципиально в таком случае возможны варианты с использованием данных об изменении забойного или пластового давления по скважинам, а также эпюры пластового давления в зоне расположения эксплуатационных скважин. [28]
В связи с указанным представляет большой практический интерес разработка нового метода оценки запасов газа, при котором использовалось бы изменение давления в эксплуатационных скважинах. Принципиально в таком случае возможно несколько вариантов с использованием: 1) падения забойного давления по скважинам; 2) падения пластового давления по скважинам; 3) изменения эпюры пластового давления в зоне расположения эксплуатационных скважин. В работе [5] был предложен метод оценки запасов газа мелких месторождений по данным о падении забойного давления. Однако этот метод был апробирован только для месторождений, эксплуатирующихся одной скважиной. [29]
Некоторые исследователи предлагают размещать нагнетательные скважины на своде, а эксплуатационные - на периферии структуры. Считается, что в этом случае за счет разности плотностей сухого и жирного газов можно достичь увеличения коэффициента охвата. Однако расположение эксплуатационных скважин на периферии вследствие неравномерности дренирования по мощности и неоднородности пласта по коллекторским свойствам может привести к преждевременному их обводнению. Размещение же нагнетательных скважин на периферии создает барьер давления, который препятствует поступлению воды в залежь. [30]
Страницы: 1 2 3 4