Глубокая депрессионная воронка

Cтраница 2

Разнодебитность газовых скважин может существенно влиять на систему обустройства газового промысла. Возникающие в процессе разработки месторождения глубокие депрессионные воронки приводят к необходимости более раннего ( по сравнению с расчетным) ввода дожим-ной компрессорной станции и установок искусственного холода. [16]

Разнодебитность газовых скважин может существенно влиять на систему обустройства газового промысла. Возникающие в процессе разработки месторождения глубокие депрессионные воронки приводят к необходимости более раннего ( по сравнению с расчетным) ввода дожимной компрессорной станции и установок искусственного холода. [17]

Неравномерное размещение скважин. [18]

При неравномерном размещении скважин на площади газоносности темпы изменения средневзвешенного приведенного давления в удельных объемах дренирования скважин и всей залежи различны. В этом случае возможно образование глубоких депрессионных воронок давления в отдельных объемах залежи. [19]

Схемы размещения скважин на структуре и площади газоносности. [20]

При неравномерном размещении скважин на площади газоносности темпы изменения средневзвешенного приведенного-давления в удельных объемах дренирования скважин и всей залежи различны. В этом случае возможно образование глубоких депрессионных воронок давления в отдельных объемах залежи. [21]

Наличие низкопродуктивных коллекторов в залежи, как правило, обусловливает значительные депрессии на пласт. Увеличение депрессии на пласт приводит к выпадению конденсата в зоне с глубокой депрессионной воронкой большого радиуса. Поэтому состав добываемого конденсата может оказаться переменным в течение длительного времени. [22]

Одной из причин такого явления можно считать то обстоятельство, что район скважин УКПГ-2 введен в эксплуатацию первым. В течение первых полутора лет разработки добыча газа из месторождения практически осуществлялась на этом участке, что привело к образованию здесь глубокой депрессионной воронки, обусловившей продолжающиеся до настоящего времени внутрипласто-вые перетоки газа вдоль большой оси залежи с севера на юг. [23]

Значение коэффициента газоотдачи связано также и с длиной горизонтальной части ствола. При больших интенсивностях отбора и небольшой длине горизонтального ствола ( 620 и 320 м) скважину необходимо эксплуатировать при значительных депрессиях на пласт, что приводит к ее преждевременному обводнению либо к образованию глубоких депрессионных воронок. В таких случаях высокую интенсивность отбора газа следует поддерживать непродолжительное время ( до б-ти лет), а затем переходить на режим эксплуатации скважин при низких депрессиях на пласт. [24]

Естественно, что для сохранения начального дебита скважин при уменьшении длины стволов были увеличены депрессии на пласт. Однако распределение пластового давления при различных вариантах показало, что принятая при моделировании абсолютная проницаемость продуктивных пластов 1, 3 и 5 равная kii3 5 100 мД практически исключает образование глубоких депрессионных воронок. [25]

Неравномерно на площади газоносности. К неравномерному размещению относятся: линейные цепочки ( батареи) скважин; кольцевые батареи; комбинированные цепочки; произвольное размещение скважин в местах с наилучшими геолого-физическими параметрами или в наиболее пригодных твердых площадках в, болотистой местности. При неравномерном размещении скважин на площади газоносности темпы изменения среднего приведенного давления в удельных объемах дренирования скважин и всей залежи различны. В этом случае возможно образование глубоких депрессионных воронок давления в отдельных объемах залежи. [26]

На основании выполненного анализа разработки сеноманской залежи было установлено, что начиная с 1992 г. годовые отборы газа практически соответствуют варианту разработки залежи в объеме 170 млрд. м3 газа в год с небольшими отклонениями в ту или другую сторону. Этот вариант под номером 1 будем рассматривать как базовый. Кроме того, при оценке состояния проектирования сеноманской залежи в 1997 г. было решено рассмотреть еще два варианта разработки этой залежи в объеме 160 и 150 млрд. м3 в год. Это вызвано тем, что постоянно идет отставание ввода ДКС, произошло снижение дебитов скважин, образование глубоких депрессионных воронок, что привело к снижению устьевых давлений. Сложившееся положение не позволит достигать высоких темпов отбора газа на протяжении длительного времени, поэтому вариантами 2 и 3 предусматривается некоторое снижение годовою отбора газа, а именно, переход на отбор газа 160 и 150 млрд. м3 в год соответственно. [27]

Зависимость концентраций трития от минерализации воды для узловых участков Аштского орошаемого массива.| Изменение параметра d 5D - 5 18О и минерализации вод скважин узловых участков. [28]

В восточной части массива в скважинах нижнего дренажного ряда отмечен рост минерализации вод, который не сопровождается увеличением концентрацийтрития. Мало того, тритий в этих водах вообще отсутствует. Можно полагать, что в данном района засоление подземных вод обусловлено поступлением древних соленых грунтовых вод из зоны разгрузки испарением в результате сформировавшейся глубокой депрессионной воронки. Анализ роли испарительного концентрирования солей в увеличении минерализации подземных вод проведен путем построения корреляционной зависимости эксцесс-параметра d от минерализации М, определяемого как d - 5о - 85 О. [29]

Страницы: 1 2