Целесообразность - бурение
Cтраница 3
Для их предотвращения в поток газообразного агента вводят бентонитовый глинистый раствор, обработанный ПАВ. При более интенсивных водопритоках бурение с продувкой возможно лишь после изоляции проявляющего пласта. Целесообразность бурения с продувкой при этом должна быть обоснована экономическим расчетом. [31]
 |
Схема очередности бурения дополнительных стволов 30. [32] |
На стадии предварительной разведки при крутом падении слое. По этой схеме вначале бурят основной ствол j до глубины Я, из которого в точке А забуривают дополнительны. Целесообразность бурения дополнительных стволов на большук глубину при такой схеме определяется данными, полученными не предыдущему стволу. [33]
Практически во всех нефтяных районах СССР ведется опорно-технологическое бурение. Между тем пока почти нет публикаций, где было бы показано, как с помощью опорно-технологических скважин, проведенных по этой методике, выбраны оптимальные сочетания осевой нагрузки и угловой скорости долота. Некоторыми специалистами под сомнение ставится сама целесообразность бурения опорно-технологических скважин. [34]
После получения исходных данных составляют технический проект на сооружение скважинного водозабора подземных вод. Проект состоит из пояснительной записки, специальной и технологической частей, схемы устройства и расчета зоны санитарной охраны, графического оформления и сметной документации. Пояснительная записка включает введение, геоморфологическую, геологическую и гидрогеологическую характеристики района и выводы. В этой части проекта на основе анализа и оценки всех факторов обосновывается целесообразность бурения скважин и рекомендуется к эксплуатации перспективный водоносный горизонт. [35]
Оптимальным расстоянием между водяными скважинами можно считать от 7 5 до 400 м для глубоко залегающих пластов. Продуктивность водяных скважин является критерием для определения необходимого числа скважин, обеспечивающих добычу заданного количества воды для закачки. Если пласт, насыщенный пресной водой, вскрывается несколькими глубокими скважинами, целесообразность бурения дополнительных скважин следует тщательно изучить. [36]
При резкой мезо - и макронеоднородности, переходящей в прерывистость пластов-коллекторов со сложной конфигурацией зон их распространения по площади, а также при осложненности строения объекта многочисленными тектоническими нарушениями сплошное разбуривание участка с бурением подряд всех проектных скважин основного фонда может привести к получению значительного количества непродуктивных скважин, попавших в зоны отсутствия коллекторов или в законтурные области пластов в тектонических блоках. Для предотвращения этого в указанных условиях бурение скважин основного фонда ведут по принципу от известного к неизвестному. При этом, опережая, главный фронт буровых работ, перемещаемый в определенном направлении, выборочно ( с пропуском нескольких фондовых точек) бурят отдельную скважину и по полученным результатам решают вопрос о целесообразности бурения соседних скважин. При наличии в этой скважине продуктивного пласта на соседние проектные скважино - точки также переводятся буровые станки, при отсутствии пласта бурение соседних проектных скважино-точек отменяется. При таком порядке разбуривания количество непродуктивных скважин сводится до минимума. [37]
Договоры о сухой скважине и глубине бурения весьма похожи и представляют собой еще один пример кооперации рискующих сторон. Перед началом буровых работ оператор собирает взносы. В обмен на финансовую помощь он предоставляет участникам соглашения данные каротажа, образцы породы и буровые журналы. Геологическая информация помогает ответить на вопрос о целесообразности бурения на смежных участках. Если скважина оказывается сухой, взносы оператор возвращать не обязан. В случае обнаружения продуктивной скважины оператор выплачивает взносы из добытых объемов углеводородов. [38]
Небольшие по запасам месторождения переходят на позднюю стадию разработки, как правило, при меньших суммарных отборах газа, чем крупные. Это особенно заметно а примере глубоко залегающих залежей, разрабатываемых в условиях активного продвижения краевых вод. Для разработки таких залежей обычно бурят немного скважин, что обусловлено в основном экономическими соображениями. Причем нередко большая часть из них - бывшие разведочные, а поэтому размещены они на структуре, с точки зрения длительности безводной эксплуатации, далеко не оптимальным образом. Вероятность преждевременного обводнения таких скважин очень велика, а целесообразность бурения других взамен обводнившихся - сомнительна из-за их высокой стоимости. Поэтому обводнение даже одной - двух скважин может привести к началу падающей добычи. [39]
С помощью ПАВ удается вспенить воду и удалить ее из скважины при притоках до 2 дм3 / с. Если в разрезе есть неустойчивые породы, то в результате контакта с водой могут начаться обвалы. Для их предотвращения в поток газообразного агента вводят бентонитовый глинистый раствор, обработанный ПАВ. При более интенсивных водопритоках бурение с продувкой возможно лишь после изоляции проявляющего пласта. Целесообразность бурения с продувкой при этом должна быть обоснована экономическим расчетом. [40]
Результаты анализа промысловых материалов по 12 площадям Ромашкинского месторождения показали, что интерференция не снижает дебит скважин при уплотнении их сетки. Это объясняется большой расчлененностью и неоднородностью объекта разработки, значительными запасами нефти в малопроницаемых коллекторах и в пластах с подошвенной водой, а также одновременным увеличением числа не только добывающих, но и нагнетательных скважин. Капитальные вложения и текущие затраты на обслуживание каждой дополнительной скважины при ее бурении в целях уплотнения сетки примерно в 2 раза меньше, чем при бурении на новых объектах. Благодаря этому за счет дополнительного бурения в 1966 - 1975 гг. 2390 скважин экономический эффект составил 34 3 млн. руб. Между тем в более ранних исследованиях [16, 46] сделаны выводы о наличии существенной интерференции скважин. Так, например, для условий кольца Миннибаевской площади только 20 % добычи из дополнительных скважин является реальным приростом, остальные 80 % можно было бы получить в эти же сроки из скважин основного фонда, если бы не были пробурены дополнительные. Для подтверждения этого заключения в работе [16] был оценен коэффициент интерференции по известному Бавлинскому эксперименту, равный 0 21, а также приведены данные о динамике отбора по скважинам Миннибаевской и Абдрахмановской площадей в годы интенсивного бурения дополнительных скважин. Они показывают, что добыча жидкости и нефти из скважин основного фонда по мере роста отбора из дополнительных скважин уменьшается. В более поздней работе ВНИИнефти, несмотря на общий вывод о целесообразности бурения дополнительных скважин на Ромашкинском месторождении, коэффициент интерференции на примере участка Алькеевской площади определен равным 0 4 при существующей плотности сетк. Согласно работе [25] сгущение сетки и уменьшение запасов нефти на одну скважину может нанести значительный ущерб всей нефтяной отрасли страны. [41]
Долю этих скважин, должны быть меньшими, чем в прикошурных частях залежи. В определенной степени такое стремление автора [52] было связано с тем, что на раннем этапе развития газовой промышленности еще не были известны крупные газовые, газо-конденсатные и газонефтяные месторождения с большим этажом газоносности, находящиеся на больших глубинах или на шельфовой зоне. Таким образом, речь о равномерном размещении газовых скважин ( рис. 13.13 а) может идти только в том случае, если газоносный пласт имеет постоянную толщину по всей площади ( в природе такой идеальный вариант практически трудно встретить) и постоянные емкостные и фильтрационные параметры. Как правило, даже на достаточно пологих структурах при-контурной части залежи газонасыщенная толщина снижается и становится равной нулю у внешнего контура водоносности. Следовательно, площадь, дренируемая приконтурными скважинами, становится намного больше, чем в сводовой части залежи. Если, несмотря на снижающуюся к контуру питания залежи толщину пласта, произвести равномерное размещение скважин, то удельные запасы, приходящиеся на одну скважину, на этой части залежи будут намного меньше, чем в центральной зоне. Следовательно, возникает необходимость оценить целесообразность бурения скважин в приконтурной части с учетом стоимости скважин, дренируемых ими запасов, обвязки их с УКПГ, а также опасности длительной эксплуатации таких скважин вблизи пластовой воды и способности их удалить поступающую к забою жидкость при незначительных дебтгтах. [42]
Страницы: 1 2 3