Новая эксплуатационная скважина
Cтраница 2
Во втором случае ввод скважин в разработку проводится, как правило, с одной стороны продуктивной площади, расположенной, например, ближе к источникам воды, которая используется для нагнетания в пласты. Постепенно площадь дополняется новыми эксплуатационными скважинами до полного охвата ее эксплуатационным бурением и разработкой. [16]
 |
Зависимости относительных проницаемостей рт водо - и неф-тенасыщенности.| Карта изменения удельных запасов нефти. mft ( SH-SHOCT. / - 2000 м3 / га. 2 - 1600 - 2000 м3 / га. [17] |
Четыре из шести скважин, выбранных по этой карте, оказались экономически эффективными. В итоге бурение 16 из 18 новых эксплуатационных скважин, намеченных в процессе исследования, было экономически оправданным. [18]
Кроме того, по этому варианту было предусмотрено бурение новых эксплуатационных скважин в зонах разрежения сетки основного эксплуатационного фонда. [19]
Второй этап представляет собой комплексное проектирование разработки на весь основной период эксплуатации месторождения. По мере уточнения и получения новых исходных данных в процессе эксплуатации месторождения и бурения новых эксплуатационных скважин проводится анализ составленного ранее проекта опытно-промышленной эксплуатации, уточняется режим работы месторождения и вносятся соответствующие коррективы. [20]
Второй этап состоит в комплексном проектировании разработки на весь основной период эксплуатации месторождения. По мере уточнения и получения новых исходных данных в процессе эксплуатации месторождения и бурения новых эксплуатационных скважин проводится анализ составленного ранее проекта опытно-промышленной эксплуатации, уточняется режим работы месторождения и вносятся соответствующие коррективы. [21]
Данные по перемещению водонефтяного контакта и текущие нефтенасыщенные мощности использованы при составлении проекта доразработки Ключевого месторождения. При этом предложены следующие технологические мероприятия для поддержания добычи нефти на заданном уровне: 1) увеличение охвата пласта бурением дополнительных нагнетательных скважин по первому горизонту, 2) бурение новых эксплуатационных скважин в наименее дренированных участках обоих горизонтов для увеличения добывающих мощностей, 3) интенсификация отбора жидкости из наиболее обводненных скважин, расположенных в ближайших рядах к контуру нефтеносности. [22]
В настоящее время на ПХГ в системе Министерства газовой промышленности имеется свыше 1500 эксплуатационных скважин и наблюдается тенденция роста их числа. Расчет по приведенным затратам, произведенный по формуле (8.11) с использованием фактических данных ( см. табл. 8.4) показывает, что внедрение физико-химических методов на скважинах 50 - 60 % позволит сэкономить капитальные затраты на бурение и введение в эксплуатацию около 300 новых эксплуатационных скважин стоимостью свыше 20 млн. руб. и приведет к годовому экономическому эффекту около 5 млн. руб. Экономический эффект от сокращения срока создания и повышения активного объема ПХГ составит десятки миллионов рублей. [24]
Следует отметить следующее обстоятельство. На многих залежах нефти, особенно в районах Баку и Грозного, число скважин, эксплуатировавших нефтяные залежи, значительно меняется в процессе разработки. При этом можно отметить начальный период разработки, когда залежь эксплуатировалась большим числом скважин, затем период обводнения залежей, когда фонд скважин резко сократился ( в основном за счет перевода скважин на вышележащие пласты), и третий период, когда на нефтяную залежь, находящуюся на поздней стадии разработки, вновь было пробурено большое число новых эксплуатационных скважин. [25]
Согласно проекту каждая скважина должна быть пробурена согласно графику, оборудована и введена в эксплуатацию с ожидаемыми по проекту дебитом, давлением, вскрытием продуктивного пласта н коэффициентами фильтрационного сопротивления. Конструкция скважины должна соответствовать проектной. Технология вскрытия пласта должна быть рекомендована проектом Если эта технология нарушена при вскрытии продуктивного пласта, то в случае несоответствия проектных и фактических параметров проектировщик не несет ответственности. При приеме новых эксплуатационных скважин в фонд действующих особое внимание следует обратить на герметичность скважин. Часто из-за действующей в настоящее время системы бурения и эксплуатации скважин в фонд эксплуатации принимаются даже не отвечающие требованиям проекта скважины, что связано с единоначалием как для бурения, так и газодобывающего предприятия. [26]
На крупных газовых и газоконденсатных месторождениях величины отборов обычно переменные во времени ( нарастающая, постоянная и падающая добыча), месторождение разбуривается в течение нескольких лет, и в определенной степени проектирование разработки идет отдельными этапами. По мере уточнения и получения новых исходных данных в процессе эксплуатации месторождения и бурения новых эксплуатационных скважин проводится анализ составленного ранее проекта разработки, уточняется режим эксплуатации месторождения и вносятся соответствующие коррективы. [27]
Иногда водонапорный режим называют газоводонапорным, так как в этом случае газ в пласте продвигается в результате его расширения п действия напора воды. Причем количество воды, внедряющейся за счет расширения газа, значительно меньше того количества, которое необходимо для полного восстановления давления. Главным условием продвижения воды в залежь является связь ее газовой части с водоносной. Продвижение воды может привести к обводнению скважин. Это следует учитывать при расположении скважин по площади и при проектировании глубины забоя новых эксплуатационных скважин. [28]
Кроме того, затраты на геолого-геофизическую разведку и освоение могут возникнуть уже после начала промышленного извлечения нефти и газа. Например, данные работы могут производиться на стадии добычи в целях изучения нефтегазоносного пласта и его характеристик. Такие исследования проводят для совершенствования методов добычи или, например, для определения площадок заложения новых скважин. Для того чтобы установить, являются конкретные расходы на геолого-геофизические исследования затратами на разведку или на освоение, необходимо тщательно изучить эти ситуации. Так, если получение продольных профилей трехмерным сейсмическим методом используют для изучения запасов, выяснения дополнительных характеристик пласта или для определения площадок заложения новых эксплуатационных скважин, то расходы, связанные с этими действиями, следует капитализировать как затраты освоения. Если же работы проводят, чтобы получить доступ к промышленным запасам в недрах, то соответствующие затраты можно также связывать с освоением месторождения и капитализировать. [29]
Страницы: 1 2