Cтраница 3
Режим постоянного забойного давления при проектировании не часто используется для обоснования режима эксплуатации скважин. Наиболее часто используемый случай P3Const связан с разработкой недонасыщенных газоконденсатных месторождении. Такой режим не долговечен из-за того, что по достижении определенной величины пластового давления во избежание интенсивного снижения дебтйга скважин он заменяется другим режимом, более подходящим на данной стадии разработки залежи. Теоретически продление срока эксплуатации скважин на режиме P3Const возможно при поддержании пластового давления путем закачки сухого газа или воды в пласт. [31]
Режим постоянного забойного давления довольно редко используется для обоснования режима эксплуатации скважин. Наиболее часто используемый случай р3 const связан с разработкой недонасыщенных газоконденсатных месторождений. Такой режим недолговечен из-за того, что по достижении определенной величины пластового давления во избежание интенсивного снижения дебита скважин его заменяют другим режимом, более подходящим для данной стадии разработки залежи. Теоретически продление срока эксплуатации скважин на режиме р3 const возможно при поддержании пластового давления путем закачки сухого газа или воды в пласт. На режиме р3 const временно эксплуатируются скважины Астраханского газоконденсатного месторождения. [32]
В этом отношении имеет преимущество метод заводнения, который может быть освоен в самом начале разработки залежи. Добываемый при этом сухой газ может в полном объеме использоваться в народном хозяйстве. Вместе с тем применение заводнения связано со своими издержками. Главная из них-возможное сокращение сроков эксплуатации скважин в связи с их обводнением в результате перемещения воды по наиболее проницаемым прослоям. [33]
Амортизационные отчисления скважин складываются из отчислений на возмещение стоимости скважин ( реновация) и на капитальный ремонт. Согласно утвержденным нормам амортизационных отчислений, введенным в действие 1 января 1963 г., годовая норма отчислений на капитальный ремонт скважин установлена по отдельным районам в размере 0 5 - 4 5 % в год от балансовой стоимости скважин. Указанный процент отчислений на капитальный ремонт применяется как в отчетности, так и при экономическом обосновании разработки газовых месторождений. Отчисления на капитальный ремонт производятся в течение всего срока эксплуатации скважин. [34]
К превенторной установке, смонтированной на устье скважины, пробуренной в таких сложных условиях, предъявляются повышенные требования. Во-первых, все резиновые уплотнительные элементы должны быть нефтегазостойкими, достаточно термостойкими и долговечными в данных условиях работы. Нужно иметь в виду, что смена почти всех уплотнений при работающей скважине невозможна. Во-вторых, все соединения как с металлическими, так и неметаллическими уплотнениями должны обеспечивать полную герметичность на протяжении всего срока эксплуатации скважины. В-третьих, отливки корпусных деталей превенторной установки должны быть плотными на протяжении всего периода эксплуатации скважины. [35]
При расчете обсадной колонны особенно важно определить величины действующих нагрузок. Необходимо учитывать динамику изменения сил. Например, если предположить, что буровой раствор плотностью 1150 кг / м3 находится с внешней стороны обсадной колонны при ее спуске в скважину, то эта величина будет меняться на протяжении всего срока эксплуатации скважины. Следовательно, расчеты величины давления разрыва при столбе бурового раствора плотностью 11 500 кг / м3 с внешней стороны обсадной колонны не приемлемы для всего срока эксплуатации скважины. Если первоначальная конструкция обсадной колонны разрабатывалась без учета запаса прочности, то любое изменение нагрузки может повлечь разрыв труб в случае утечки газа из НКТ в процессе добычи. [36]
Корпус фильтрз опуастот s ашажику из обсаддсй колонну оййдйь uu предварительно центраторами, и цементируют по обычной технологии. ГЬсле затвердевания цемента в жважину охгухкают колонру наоосяо-юомпрсссорных труб и закачивают по ним раствор соляной кислоты с концентрацией 15 - 20 %, при наличии в растворе ингибитора коррозии. В течение 1 5 - 3 часов пробки растворяются. Затем скважину промывают и осваивают. ГЪ истечении срока эксплуатации скважины до первого исследования на нефтенасыщенность эксплуатируемого продукптного пласта производят измерение электрического сопротивления пласта при использовании методов низкочастотной электрометрии. [37]
Конгресс также предусмотрел в своих постановлениях, что неосязаемые затраты, связанные с бурением продуктивных скважин, могут быть вычтены из валового дохода в год производства этих затрат как элемент себестоимости. Налоговое законодательство предусматривает, что неосязаемые затраты на бурение должны быть возмещены введением скидки на истощение. Эти затраты занимают промежуточное положение между стоимостью открытия нефти и осязаемыми капиталовложениями на освоение и оборудование нефтеносной площади. Осязаемые капиталовложения, которые могут представлять ликвидную ценность, капитализируются и амортизируются такими же методами, как осязаемые капиталовложения любых других типов. Различие в принципах налогового обложения неосязаемых затрат на бурение объясняется тем, что пробуренная скважина не имеет никакой ликвидной ценности, если площадь окажется промышленно непродуктивной. Неопределенность срока эксплуатации скважины означает, что если скидка на неосязаемые затраты не будет учтена в период, когда имеется облагаемый налогом доход, то в последующем она может оказаться вообще невозвратимой из-за отсутствия облагаемого дохода. Этот излишний риск устраняют, рассматривая неосязаемые расходы на бурение как текущие расходы. [38]
Повышение давления в хранилище улучшает технико-экономические показатели, при этом увеличивается объем активного газа в хранилище, сокращается время освоения хранилища. Однако повышение давления может привести к появлению межпластовых перетоков газа. В связи с этим резко возрастает требования к герметичности газовых скважин, к методам контроля за герметичностью скважин. В связи с этим должны быть ужесточены требования на строительство скважин на подземных хранилищах газа. Это связано не только с тем, что на ПХГ, как правило, наблюдаются аномально высокие пластовые давления. Необходимо учитывать, что срок эксплуатации скважин на ПХГ должен быть существенно больше, чем на месторождениях. Эксплуатация скважин на подземных хранилищах осуществляется в более тяжелых условиях: стенки скважин испытывают знакопеременные нагрузки, в большом диапазоне изменяется также и температура газа в эксплуатационных скважинах. [39]
На рис. 1.17 представлены показатели работы обводненных скв. Из рисунка видно, что при обводнении скважины в узловой топке ее расположения происходит рост коэффициента водонасыщенности пласта. В результате дебит ее по газу снижается. В момент достижения коэффициента водонасыщенности 0 76 происходит защемление газа пластовой водой и он теряет подвижность. В результате этого, начиная с 11-го и по 14 - й год, добывается пластовая вода вместе с растворенным в ней газом. Во время отбора воды пластовое давление в точке расположения скважины снижается. При этом защемленный газ начинает расширяться и при достижении коэффициента водонасыщенности меньшего 0 76 становится подвижным. Дебит газа начинает возрастать, достигает максимума, а затем плавно снижается. Снижение дебита объясняется общим снижением пластового давления в узловой точке расположения скважины. Это сказывается на том, что длительный период ( около 3 лет) эти скважины работают в основном с отбором только пластовой воды. Но если рассматривать работу данных скважин с точки зрения регулирования разработки залежи, то получается, что эти скважины и оказываемое ими воздействие на обводненные участки пласта служат своеобразной преградой для дальнейшего продвижения контурной воды в залежь и тем самым способствуют продлению срока эксплуатации других скважин в безводный период. [40]